A Paradigm for HV, MV, LV Distribution Grid Development ...actaenergetica.org/.../c5fec320_Lubosny_Klucznik_A-Paradigm-fo.pdf · paradigm (in the fi nancial, organizational, legal

42

A Paradigm for HV, MV, LV Distribution GridDevelopment Planning

AuthorsZbigniew LubośnyJacek Klucznik

Keywords development problems, distribution grid, energy security

AbstractIn the literature, including that relating to businesses in the energy (and power) sector, the concept of these organizations’ operating paradigm may be found. The paper discusses the concept of the paradigm, with a focus on the power grid development planning paradigm. Against this background, issues related to energy security and power systems development trends and problems are presented. A new paradigm is proposed for distri-bution grid development planning. This paradigm is an original proposal of the authors.

1. Paradigm

1.1. Definition1

The word ”paradigm” is used in science to describe diff erent notions. It comes from the Greek words: παράδειγμα [Gr. para-deigma] – a pattern, model; παραδείκνυμι [gr. paradeiknumi] – to demonstrate, represent, expose; παρά [gr. para] – alongside, beside + δείκνυμι [gr. deiknumi] – to show, indicate.The word παράδειγμα (paradeigma) was fi rst used in a Greek text, the Dialogues of Plato, (Timaios [ 28A ]), as a model or pattern that Demiurge (god) had used to create the universe.In the Merriam-Webster dictionary of 1900 this term referred only to grammar and rhetoric. Currently, this dictionary defi nes paradigm as ”a philosophical and theoretical framework of a scientifi c school or discipline within which theories, laws, and generalizations and the experiments performed in support of them are formulated”. The concept of ”paradigm” was somehow modifi ed as well as refreshed by the philosopher, Thomas Kuhn, in his book ”The Structure of Scientifi c Revolutions” published in 1962. According to Kuhn, a paradigm is a set of concepts and theories forming the basis of a science or otherwise – it is a set of views shared by scientists, a set of covenants on understanding issues.In the philosophical theory of cognition and methodology para-digm is defi ned as a generally recognized scientifi c achievement that provides model solutions in the fi eld of science, which may also induce model solutions in related fi elds and become an important component of a world view.According to ”Encyklopedia PWN” paradigm is a generally

recognized scientifi c achievement (scientifi c theory), which at one time provides model solutions in the fi eld of science.Examples of paradigms are: the Copernican system, i.e. the heliocentric theory, Newton’s mechanics and Einstein’s relativity theory.

No theories and concepts that make up a paradigm are likely to be questioned, at least as long as the paradigm is cogniti-vely creative, i.e. can be used to create detailed theories consi-stent with experimental data (or, possibly, historical data) which science deals with.A paradigm is characterized by the following features (diff eren-tiating paradigm from dogma):• It is not given once and for all, but is accepted on the basis

of consensus by most researchers. For researchers, the para-digm’s compliance is important here with the existing know-ledge, including its meeting of many conditions, such as the existing scientifi c experimental evidence.

• It may periodically be subject to essential changes leading to profound changes in science. Then we deal with so-called scientifi c revolution.

• It undermines the sense of absolute rightness. The concept of ”absolute rightness” has no scientifi c relevance.

A good paradigm should:• be logically and conceptually consistent• be as simple as possible and include only the concepts and

theories that are actually necessary for science• provide the ability to create a detailed theory consistent with

the known facts.

1 The contents of this section are from “Encyclopedia PWN” and Wikipedia.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | 42–60

43

1.2. Paradigm in scienceAs is clear from the above defi nitions, the concept of a paradigm is quite general. A paradigm in science in general is a ”formal creation”, which can and should be treated essentially as posi-tive, because it allows one to focus energy and means (resources) on its central idea. This in turn potentially allows accelerating the development of science in its scope, i.e. in the scope that is central to the paradigm. But besides benefi cial aspects associated with the existence of a paradigm, attention is drawn to some of its features, which may lead to a reduction, or possibly a slow down, in the deve-lopment of the science which the paradigm covers. A paradigm once created and adopted can be, and usually is, authenticated by a co-operation of its own kind and co-existence of the follo-wing factors: people, organizations and institutions, not neces-sarily substantively related to science and technology. They may include:• professional social and vocational organizations that legiti-

mate the paradigm• charismatic leaders, who introduce the paradigm, and above

all justify its relevance• magazines that endorse the paradigm’s relevance in their

publications• exacerbating of government agencies that lend credence

to the paradigm through its activities• educators, who promote the paradigm ideas through the lear-

ning system in which, for example, schools operate• scientifi c conferences that focus on issues central to the

paradigm• electronic media that showcase the benefi ts of taking actions

in accordance with the paradigm, and at the same time (or possibly) scare with negative consequences of not taking such actions for diff erent spheres of human activity, e.g. recently for the environment

• funds that support development of the areas related to the paradigm, including those dealing with funding the research related to the paradigm idea

• laymen in the fi eld of science or technology, and people grouping around laymen in that fi eld, who are public fi gures with social recognition, who uncritically accept the paradigm ideas (believe in the paradigm ideas).

An example of the above points can be the so called global warming problem and the need to implement measures to reduce or eliminate this eff ect (if indeed it occurs), including the reduction of CO2 emission, CO2 capture and storage (CCS) etc. The impact of these factors has led to a mental state of society in which any claim against the binding theory of global warming is being pushed to the margins of substantive dispute. In practice, any such claim is eliminated or blocked.

The eff ects of the foregoing factors stimulate eff orts within the paradigm (in the fi nancial, organizational, legal and scientifi c

sense), while reducing and possibly suppressing any activity characterized by a diff erent perspective on the problem. This condition is called paradigm paralysis and it means a practical impossibility (or, possibly, limited chance) to look beyond the existing way of thinking and perceiving of phenomena.Paradigm paralysis follows from the theorem (Kuhn et al.): ”that typical scientists are not objective and independent thinkers, but they are conservatives, who agree with what they have been taught and apply this learning (knowledge) to solve problems in accordance with the dictate of the theory they have mastered. Most of the scientists in fact only set puzzles, aiming at the discovery of what is already known to them anyway. It is argued here that scientists tend to ignore research fi ndings that may threaten the existing paradigm and lead to the development of a new competitive paradigm. Thus, it is concluded that in the course of science development innovations are introduced with diffi culty, and with accompanying overt resistance in line with expectations”.At the same time, however, it is stated that ”only young scientists, not so deeply indoctrinated by established theories, can reject the old paradigm”. As examples of scientists, who have clearly and radically changed our perception of the world, Newton, Lavoisier and Einstein are listed.

Thus, despite the kind of paradigm conservatism, the develop-ment of science by overcoming its limits is possible and is taking place. Therefore, somewhat contrary to the earlier claims, it can be said that this is the normal way of development of a mature science. It consists in subsequent passages in the ”revolution” process from one paradigm to another. Where there is a para-digm shift, ”the scientifi c world changes qualitatively, and is qualitatively enriched by fundamentally new facts and theories alike”.This observation Kuhn formulated as follows: ”Science is not a steady, cumulative acquisition of knowledge. Instead, science is a series of quiet periods interrupted by violent intellectual revolutions, after which one conceptual outlook is replaced with another. No natural science can be explained without the use of intertwined theoretical and methodological views allowing for selection, evaluation, and criticism”. Scientifi c revolutions in fact associated with paradigm shifts ”follow long periods of operation of institutional science, tradi-tionally restricted with a framework, within which it (science) had to be contained and engage in research, before it could destroy this framework”.It is also claimed that a crisis of the institutional science, and thus a crisis of the current paradigm ”always implicitly hides in rese-arch, because every problem that the institutional science sees as a puzzle, can be seen from a diff erent perspective as a contradic-tion (breach)” and thus as a source of crisis. A source of the crisis, but at the same time as part of the progress and development of science.


44

1.3. Paradigm in economicsIn today’s economy two paradigms that have grown out of clas-sical economics are especially popular (fi g. 1):• Keynes – ”emphasizing the cyclical volatility of economy

left to the market mechanism and the incremental trend of infl ation and unemployment. This becomes the basis for the formulation of a state’s active economic policy that would seek to prevent or mitigate the eff ects of adverse economic developments. A key role in stabilizing the economy is attri-buted to global demand, which determines the level of supply of products, and hence of employment. Under this paradigm many macroeconomic schools have developed, such as Keynesianism, post-Keynesianism and neo-Keynesianism”

• neoclassical – referring to the classical economics. ”As its main thesis it takes the view that the market mechanism leads to the optimal allocation of resources, including full employ-ment. The role of economic processes regulator is left to the market, thereby rejecting the need for a deep state inte-rvention in the economy. Leading schools developing in the neoclassical paradigm include monetarism and neoclassical economics. They try to build macro-economic concepts based on the classic microeconomic analysis”.

Other paradigms of contemporary economics include: structu-ralist, modernising, dependency, and economic policy in deve-loping countries.

A relatively new trend in the economy is ecological economics, which has grown on the basis of criticism of neoclassical econo-mics. Ecological economics analyses and describes the economic, social and environmental processes, which are the basis for the implementation of sustainable development. Ecological econo-mics refers to the ecological economic paradigm, and stands in opposition to the economics of the environment and natural resources based on the environment economization paradigm.Ecological economics as a multidisciplinary fi eld of science draws from such areas as: economics, ecology, urban planning, demo-graphy, spatial planning.The main categories of ecological economics include:• natural capital (the natural environment)• equity intragenerational, intergenerational and interspecies• durability (sustainability)• externalities.

Analysis of the EU policy (but also those of the other countries of the world), including those formulated by legislation (presented for the power sector in Chapter 2), leads to the conclusion that the ecological economics, and hence the ecological paradigm, are binding in the European Union and thus in Poland.

Neo-institutional

state

Neo-mercantile state concept

Neo-mercantile economic trend

National and historical school

Mercantilism

Neoliberal state concepts

New welfare economics

Conventional neoclassical economics

Classical economics

Conventional institutionalismKeynesianism

Neo-Keynesianism

Neo-institutionalism

Orthodox development

theory

Keynesian state paradigm

Alternative visions of state

State and development

and dependence

Catholic concept of state

Classical Marxism

Traditional social solidarism

concepts

Neo-Marxism

Conventional Marx. - Lenin.

economics

State and regulation

Dependence school

Contemporary social solidarism

Marxism - Leninism state

concept

State concepts

Contempo-rary

economics

Traditional economics

Direct, strong relationships and affinities

Intermediate, weaker relationships and affinities

Symbols:

Fig. 1. Main directions of modern economics


45

1.4. Paradigm in technologyAs is known, technology development cannot be refl ected on without correlation with the economy, because new technical solutions that do not meet the requirements of economy are not (have not become) utilitarian2. Historians of science, however, split the development of technology and economy. They claim that paradigm shifts in engineering, technology and econo-mics have occurred and still occur faster than in social sciences. Paradigms are often associated here with the development of engineering and technology. An example may be the classifi -cation of paradigms set in historical terms, and proposed by R. Edward Freeman. Freeman defi nes the following paradigms in technology and economics:1. paradigm of natural forces (particularly human and animal

muscles, and then wind and water)2. paradigm of steam power (from the seventeenth century)3. paradigm of electric power (from the nineteenth century)4. paradigm of mass production5. paradigm of information technology6. paradigm of environmentally friendly development.

Freeman points out at the same time to a sixth, future-oriented, paradigm. In a sense this paradigm can be found as already func-tioning (binding).On the one hand, the above classifi cation is one of those more general and thus it appears that it is remote from the power or energy sector. Well, yes and no, one might say. This means that, for example, the paradigm according to which the power sector operates, is in fact the ”electric power” paradigm, but at the same time it the ”information technology” paradigm, and – in the last years – it is the paradigm of ”environment friendly development.” On the other hand, a paradigm (or paradigms) is (or are) created, at least in the verbal world, though sometimes (or even often)

in the real one as well, closely related to the area of operation of a given entity, or a given discipline of engineering. An example in the energy sector may be the so called paradigm of energy secu-rity. This paradigm can be understood as an entity’s operating mode aiming to ensure, maintain, gain or possibly accomplish the condition known as the state of energy security.Can a task so defi ned and implemented by a given entity, or its mode of operation, be identifi ed as a paradigm? Literally treating the defi nitions given in section 1.1., relating to, for example, a ”set of concepts and theories forming the basis of a science”, rather not. On the other hand, the notion of paradigm has been rooted in the technical literature (and not only there), and in the aware-ness of businesses, changing, expanding, and de facto devaluing its original meaning. In a sense, it has become an element of promotion of certain activities of these entities. The key password (but is it a paradigm?) is ecology (environmental protection).It can be concluded that the number of so-called paradigms arti-culated by various entities operating in various branches of engi-neering, technology, and economy is now abundant.

1.5. Paradigm of OSD ENERGA grid developmentThe energy system is an object consisting of a power system and a fuel system (fi g. 2). In modern energy systems, the core fuel system consists of fossil fuels, such as: coal, natural gas and crude oil, and water (water system), as well as nuclear fuels. Relatively new fuel system components are – not shown in the fi gure – the sun and wind, and, to a lesser extent now, the earth’s heat (geothermal resources) and biofuels (biogas and biomass).In a power system, in technical terms, the following basic elements can be distinguished: energy sources (power plants), power grids, and consumers.

steam Power grids:

-

- transmission distribution

of electricity

of heat Heat grids

cogeneration - plants

hydro

nuclear

Power plants Consumers Grids

Power system

Heat system

nuclear fuels

Hydro system - power

System fuel

Fig. 2. Power system structure

2 Now this statement may seem controversial.


46

From the ownership point of view, the following can be distin-guished here: consumers, power plants, distribution companies, and transmission (TGO) and distribution (DGO) grid operators. A distribution or transmission grid operator may also be the owner of the grid operated (managed). Also, an energy source and a power grid may be owned by the same entity.The requirements and responsibilities of the above mentioned groups of entities can be defi ned as follows:

1. Consumers

Requirements• Consumers require uninterrupted supply of electricity at

preset quality parameters, such as voltage, frequency and suffi ciently low voltage harmonic content.

• Consumers also require energy prices fi xed over suitably long periods of time or, possibly, small and tolerable increases.

ResponsibilityThe stakeholders in this group practically are not responsible for the power system’s development and security.

2. Energy sources (power plants)

Requirements• Power plants, in their capacity as owners, are interested in

uninterruptible access to the grid.• Power plants are interested in a lack of restrictions on power

they can output to the grid over time.These requirements result from the energy sources’ objective, which can be defi ned as the maximum fi nancial eff ect of their business.ResponsibilityFormally, except for awareness of the necessary coexistence (more frequent in the case of system sources than small, distri-buted energy sources), there is no responsibility for the power system’s development and security.

3. Transmission system operator

ResponsibilityTransmission system operators (one operator in the NPS) are practically the only ones who are formally responsible for the proper, i.e. safe and secure, operation of the power systems. This responsibility arises directly from the Energy Law Article 9c, Sect. 2 (The Energy Law, 11 August 2011):“The operator of a transmission power system, or a combined power system to the extent of the transmission system, using objective and transparent rules that ensure equal treatment of these systems’ users, and taking into account environmental protection requirements, shall be responsible for:• security and safety of electricity supply by ensuring safe and

secure operation of the power system and suffi cient transmis-sion capacity in the power transmission grid (1);

• assurance of the power system’s long-term ability to meet reasonable needs of electricity transmission in domestic and cross-border trading, including the transmission grid’s expan-sion, and, where appropriate, extension of interconnections with other power systems (4);

• demand forecasts for electricity and power in the power system (16);

• determination of the transmission grid and interconnection development needs, as well as regards construction of new generation sources (17);

• maintenance of an adequate level of the power transmission grid’s safety and security (18)”.

4. Distribution system operator

ResponsibilitySimilar to the responsibility of a transmission system operator. This responsibility arises directly from the Energy Law Article 9c, Sect. 3:“The operator of a distribution power system, or a combined power system to the extent of the distribution systems, using objective and transparent rules that ensure equal treatment of these systems’ users, and taking into account environmental protection requirements, shall be responsible for:• effi cient grid operation management in the distribution grid,

subject to maintaining a required reliability and quality of electricity supply, and in cooperation with the power trans-mission system operator, in the area of the coordinated 110 kV grid (1);

• operation, maintenance and repair of the distribution grid in a way that ensures the distribution system operation’s reliabi-lity (2);

• assurance of the distribution grid’s expansion and, where applicable, the expansion of intersystem connectivity in the area of its operation (3);

• cooperation with other power systems operators or energy companies to ensure consistency of the power systems’ operation, and coordination of their development, as well as their reliable and effi cient operation (4);

• maintenance of an adequate level of the power distribution grid operation’s safety and security, and cooperation with the operator of the power transmission system or the combined power system to maintain an adequate level of the coordi-nated 110 kV grid’s safety and security (14)”.

As well as from Art. 9c, Sect. 6: ”A power system operator, in the area of its operations, shall be required to ensure all entities prio-rity in the transmission services provision for electricity produced from renewable energy sources and co-generation with heat, while maintaining the national power system’s reliability and safety/security”.

As seen above, the power system operation is related to the assurance energy (power) security. These legal provisions have not been signifi cantly amended since their drafting, i.e. after the political breakthrough in Poland. Only some accents on environ-mental issues have been added.It can, therefore, be concluded that in the past the power systems operated (and some still operate) based on the paradigm of energy (power supply) security. Although the requirement to ensure energy security was not always called a paradigm. The paradigm currently binding in distribution grid develop-ment planning, which is also confi rmed by information acquired from the OSD Energa, is energy security of the entities connected or planned for connection to the power grid.


47

2. Energy securityThe basis for the energy sector is the Energy Law. The Act sets development rules for the state’s energy policy, terms and condi-tions for the supply and use of fuel and energy, including heat, and for energy companies’ operations, and it identifi es the autho-rities responsible for fuel and energy management.The purpose of the Act is to provide conditions for sustainable development of the country, for ensuring energy security, economical and rational use of fuels and energy, development of competition, counteracting negative eff ects of natural mono-polies, integrating environmental protection requirements and obligations under international agreements, and balancing inte-rests of energy companies and fuel and energy consumers.

According to the defi nition in [3], energy security covers the sphere of rationalization of acquisition and use of energy, and of its delivery to all three fi nal markets: the electricity market, the heat market, and the liquid fuels market. This defi nition is consistent with that given in [2], which defi nes energy security as a condition of the economy that allows covering the current and prospective consumer demand for fuel and energy in a tech-nically and economically justifi ed manner, subject to compliance with environmental protection requirements.Electricity supply security [2] is defi ned as the power system’s ability to ensure the power grid’s secure operation and electri-city supply balanced with demand for this energy. Therefore, the security of electricity supply [3] to end consumers is security (supply reliability, electricity quality) considered in the perspec-tive of an individual customer (in the context of individual consu-mer’s rights and obligations and possibilities to infl uence the security, as well as time preferences with regard to the consu-mer’s own security loss risk).Study [3] defi nes also the market security of electricity supply to end-consumers, and identifi es security management mecha-nisms and tools.The market security of electricity supply to end consumers is managed through market mechanisms (liquid markets: ancillary services, electricity, and investment in the distributed generation segment), with the use of resources of the universalizing distri-buted generation segment. Moreover, this security is managed with the use of the insurance market’s products.

The following power security management market mechanisms and tools are identifi ed here:• technology’s ability to respond to market signals• reference costs• multi-commodity mechanisms in the electricity market• market liquidity levels• the regulatory/legal (including tax) system’s ability to respond

to market signals• municipalities’ ability to respond to electricity supply crises• consumers’ ability to respond to market signals, including loss

of energy security• independent investors’ willingness to invest in the power

sector.

At the same time, in addition to electricity supply security, the legislator defi nes power grid operation security as continuous power grid operation, as well as compliance with electricity quality requirements and customer service quality standards, including acceptable breaks in electricity supply to end consu-mers, in predictable grid operating conditions.Having regard to the environmental aspect contained in the energy security defi nition [2], electricity supply security can also be determined [3] as the availability of energy at all times, in various forms, in suffi cient quantities, and at the lowest possible (optimal) price, while maintaining environmental conditions.Thus, the notion has been established of energy and environ-mental security, defi ned as energy security, the cost of which includes compliance with regulatory environmental require-ments [3].

In the relevant literature there is also the concept of power secu-rity. Power security [3] includes electricity supply and the sphere of rationalisation its use, taking into account the cost of meeting regulatory requirements of environmental protection (in the generation and grid areas), including regulatory requirements for safety of people and critical infrastructure (including the energy and fuel supply system) operation.

In refl ecting upon energy security, the following aspects are diff erentiated in addition to its technical aspect:• Economic aspect of security – which boils down primarily

to the assurance of a price of the usable energy types speci-fi ed in civil-law contracts or tariff s that is acceptable by end- consumers. Currently, this price also includes the cost of energy supply security.

• Ecological aspect of security – that refers to the concern to preserve the environment in a good condition for future generations, and demands compliance with relevant environ-mental standards and obligations.

Also security risks are pointed out [12], broken down by direct and indirect risks. Direct threats include:• Power demand volatility:

– predictable variation, depending on the economic deve-lopment and consumption levels, realized over longer periods of time

– random variation, depending on the weather or unexpected events of a diff erent nature, such as failure, realized in short periods of time.

• External natural events, of a random nature, such as lightning, storms, fl oods, drought or frost, which aff ect the operation of sources and grids.

• Various external aggressions: sabotage, terrorism, etc.• Human errors committed at all levels and all types of activities

relating to the power system, from planning to operation.

Indirect threats can occur in three areas: politics and economics, engineering/technology (system structure and parameters), and operation and management.


48

The following threats to energy security are identifi ed in the realm of politics and economics3:• The state’s energy policy fails to suffi ciently consider various

needs, demands, and threats.• The state’s policy leads to the maintenance of a broad state

ownership and centralized management in the sector.• Power companies do not earn enough to cover all their reaso-

nable costs, and are forced to carry out social functions.• Personnel policy in the boards of state-owned enterprises is

subject to political nomenclature.• Training of personnel in the education system does not match

the current and future needs of the power industry.• The state assumes requirements and obligations relating

to the power sector without creating the appropriate condi-tions for their implementation.

• Politicians and the state administration are lacking interest in the power sector’s current problems and future prospects.

The following threats to energy security are identifi ed in the area of power system structure and parameters:• Missed forecasts of demand for electricity• Diagnosis and recovery processes do not meet the needs, no

comprehensive assessment of the degree of wear and tear of the power system.

• Investments in energy sources and grids do not cover the needs arising from the technical and moral wear of some sources, and changes in the load distribution.

• Data collection, transmission and processing systems and security systems are outdated. Wide computerization of the power system is needed that enables identifi cation of each MV grid node’s operating state, as well as the technical and economic interconnection conditions.

Occurrences of these direct and indirect threats can lead to: • breach of the power system’s suffi ciency and stability• high energy costs and loss of competitiveness of energy

companies• deterioration of energy quality due to increased disturbance

rate and extent.

3. Directions of power systems developmentPower systems are currently undergoing transformations. They result from the development of electricity sources, spreading use of power electronics (impact on electricity receivers, trans-mission systems, and energy sources) and the potential develop-ment of energy storage. It should be assumed that the changes will increase in subsequent years.Issues, or more appropriately tasks, that modern power systems, or more accurately stakeholders in the power sector (including distribution companies and transmission and distribution system operators) will be (are) facing, include:1. Control of the power subsystem highly saturated with distri-

buted sources, the so-called Smart Grid, including in particular:

• development of the computer grid at the distribution system operator level for the control of distributed sources, distri-bution grid, and receivers (electricity consumption control service)

• development of distributed source control algorithms• development of distribution grid control algorithms, in order

to eliminate grid components’ dynamic overloads• development of systems of technical implementation of the

electricity demand control service, including electricity meters with two-way communication

• development of power engineering specifi c automatic protec-tions in grids of this type

• development of new grid systems• development of WAMS systems for synchronous monitoring

of large areas. 2. Storage technologies and applications of energy storage in

power systems.3. Electric cars, including:• development of energy sources for electric vehicles, such as

batteries and supercapacitors• the use of electric vehicles as distributed energy storage in the

power system• development of the grid of electric vehicle charging stations,

and their control algorithms, including the use of electric vehicles as distributed energy storage.

4. Fuel cells, including:• development of fuel cell technologies and their use in the

power system• use of fuel cells as an energy storage element• development of ”cogeneration” storage systems: fuel cell +

wind turbine, fuel cell + photovoltaic source, and other, e.g. applications in communications

• development of control algorithms for fuel cells in various operating confi gurations for the power system.

5. Protection and restoration of power systems, including:• development of automatic load shedding (ALS) systems• development of automatic undervoltage load shedding

(UVLS) systems• development of autonomous distributed power system

defence systems at the level of individual customers, which are equivalent to UFLS and UVLS system automatic controls

• development of control algorithms for energy sources, inclu-ding distributed sources, in the processes of power system defence and restoration

• development of systems for separation, retention and resyn-chronisation of islands in distribution grids.

6. Ancillary services at the distribution system level, including:• distribution system operator as the entity that contracts and

concentrates ancillary services on the local market (in the local subsystem)

• distribution system operator as an ancillary service provider to the transmission system operator.

3 Selected items are quoted from [12]. Some of the statements are debatable.


49

7. Integration of power and gas grids as part of the energy secu-rity segment, including:

• development of gas and biogas sources technology• development of interoperability of power and gas grids in

covering demand variations (periodic shortages)• development of algorithms for integrated control of gas and

power grids.8. Monitoring and management of power lines’ load carrying

capacity, including:• development of new technologies and methods to increase

power line capacity• development of systems and equipment to monitor power

lines’ dynamic load capacity• development of systems for communications of the manage-

ment centre with measuring systems in power lines• development of algorithms for power line load management.9. Increased concentration of power demand in small areas due

to:• installation of electric car charging stations• construction of high-speed railways, which can be supplied

from HV distribution grids• construction of large-area retail and entertainment facilities

(supermarkets, shopping malls, sports halls and stadiums)• construction of high-rise residential and offi ce buildings.10.Development of HVDC grids, even if deployed mainly in the

transmission system, but (by their ability to control power fl ows) altering the HV distribution grid operating regimes4. Possible paths of the HVDC technology development include:

• DC links to high power onshore and off shore wind farms• cross-border DC links, the energy sector’s cooperation with

the Baltic countries, but also with Russia, Belarus and Ukraine• construction of multi-node DS grids, so-called Multi Terminal

HVDC• signifi cant increase in the share of transistor inverters

compared to the current predominance of thyristor systems• use of DC systems for power supply of big cities.

The predicted development of the power system, viewed as a whole, must be followed by power grid development. The above-mentioned likely trends of changes in the power system will force changes in the design, control and operation of HV, MV and LV distribution grids. Depending on the time horizon of their introduction, the expected changes can be divided into short-term, covering a period of 3-5 years, and long-term, the introduction of which can be expected in 2025 or later. The authors believe, as well as other studies in the fi eld of grid development forecasting [1, 4, 5, 6, 7], that in the near future – in the short-term horizon – neither sudden changes nor revolution should be expected in grid construction and operation. It should be assumed that it will be rather a slow evolution, and operating principles of HV, MV, and LV grids will be similar to the current ones. Such slow changes will be forced mainly by distribution

companies’ fi nancial conditions, and expected small increases in the power and electricity intake by consumers. The most impor-tant forecast grid development trends are presented below.

HV grids

• The vast majority of HV distribution grids will be built as over-head lines with non-insulated conductors. Most of the lines will be converted to operating temperature 80oC, and only a small part of the line will remain unconverted, adjusted, as at present, to operating temperature 40oC. Line temperature monitoring and systems for determining currently allowable line loads will be deployed at selected line sections.

• Only in big cities, in the absence of other options, 110 kV cable lines will be used, or cable inserts in overhead lines.

• The typical line pole design will be retained – a truss structure – made of steel, for single and double circuit lines. In newly -built lines spun concrete pole designs will appear. These lines may be built as multi-circuit and multi-voltage.

• Automatic line protection will be based on admittance protec-tions, often even without communication link, and on diff e-rential protections for short lines. These will be supplemented with zero-current ground fault protections. Switches will be used that allow only 3-phase automatic reclosing.

• The currently operated H-type HV/MV substation will remain as predominant.

MV grids

• MV distribution grids will be 15 kV rated voltage grids5.• Medium-voltage grid will be operated in open systems, with

excluded parallel operation of supply substation transformers as to limit fault currents. The level of 12.5 kA is reasonable as the actual standard for MV grid fault current.

• In urban and suburban areas cable grid will be typical, and in rural areas – overhead grid with minor share of cables.

• The basic system of line sequences in an MV overhead grid will be the current bus/branch confi guration with substations in individual branches. A double-sided supply option is recom-mended for bus lines.

• The basic system of line sequences in an MV cable grid will be the current bus confi guration. The buses will be capable of double-sided supply.

• MV/LV substations should be deployed as close as possible to the load centre, and in such a way as to enable the largest number of outgoing LV lines.

• Grids will operate with the neutral point earthed through a resistor, or as compensated grids with a limited earth fault current.

• MV switching substations’ automatic protection will be based on analogue and digital protection relays and switches in outgoing bays. As it is now, the outgoing bay protection will consist of: non-directional overcurrent phase-to-phase fault protections and ground fault protections (zero-current,

4 No HVDC grid construction is currently expected in Poland, but it is listed here as a grid development trend, since it is widely discussed in global publications.5 This has been adopted by Energa SA as the target voltage level. Other distribution companies may chose other voltage levels, e.g. 20 kV.


50

zero-current directional admittance, etc.). The vast majority of MV/LV transformers will be protected by fuses. In selected overhead grid locations radio-controlled switches will be used. In cable grids disconnector switches should be used in every MV/LV substation, remotely controlled if possible.

• The vast majority of the overhead lines will be procured as non-insulated (with bare wires), and as insulated or with incomplete insulation [9].

• The grid will be increasingly saturated with distributed gene-ration sources (wind turbines, biogas plants, etc.).

LV grids

• Most typical for low voltage grids will be open systems, or, in exceptional cases, so-called simplifi ed closed grids6, that improve voltage conditions in the existing grid.

• LV overhead grids – regardless of the line conductor used: bare or insulated – the bus/branch confi guration will be used with one-sided supplied bus. Incoming and outgoing branches will be connected directly to the line without switches.

• For rural areas the basic solution will be a grid with insulated wires, suspended on poles. This solution will be increasingly displacing the existing grids with bare overhead wires. In cities, depending on the development density, will be used: cables laid in the ground or mixed structures, such as cables plus overhead lines with insulated wires.

• The grids will be protected with fuses and circuit breakers with electromagnetic and thermo-bimetal triggers.

The development of HV, MV and LV grids in the long-term perspective beyond 2025 is undetermined. Despite of the authors’ best eff orts and willingness, the following vision of grid development should be regarded as a probable, but not certain, scenario. At the core of this scenario are the system development premises presented at the beginning of this chapter. They indi-cate the possibility that distribution grids may carry much larger loads than today, mainly due to the conversion of transport systems supply from the liquid fuel distribution system to the power sector. This presents diffi cult challenges for distribution companies, but also great opportunities. As it’s easy to calculate – at the average car mileage 15,000 km per year, fuel consumption 8 litres per 100 km, and current fuel prices – the cost of fuel for a car is about 500 PLN (125 EUR) per month. The use of electricity to power vehicles will redirect a similar amount from each electric car owner to a distribution company. This may mean a severalfold increase in the volume of electricity sold now. Distribution companies can really benefi t, provided that they prepare well in advance their grid infrastruc-tures to enable the delivery of suffi cient power and energy. A grid development expected in the long term may be as follows:

HV grids

• HV distribution grids in cities and in areas with high demand for power will be procured as cable lines. This will improve their reliability, and increase resistance to weather condi-tions. At the same time reduced will be: electric and magnetic fi eld around lines, and architectural and landscape assets will remain undisturbed. Corridors designed to accommodate the lines will be narrow, which is extremely important in areas of high-density development.

• In sparsely developed, rural, and forest areas overhead lines will be built with high-temperature conductors, equipped with systems for determining the actual allowable load. Often, the lines will be procured as multi-circuit and multi-voltage, so more power could be transmitted within their corridors.

• The line automatic protection will be based on unit protec-tions using measurements from two ends of the protected line (diff erential, phase comparison protections). For overhead line circuit breakers will be used that enable single-phase automatic reclosing.

• The HV/MV substations currently operated in sparsely popu-lated areas will remain as overhead, while in urban areas the rule will be to procure indoor substations with gas-insulated switchgear, often built underground.

• HV grids in very large urban agglomerations may be powered from DC transmission lines through inverter stations7.

• HV/MV transformers will be equipped with power-electronic tap changers to enable very fast and in terms of the number of switches unlimited changes of their rations, thus ensuring proper voltage levels in the MV grids.

MV grids

• MV distribution grids will continue operating at rated voltage of 15 kV, but their saturation in the area will increase.

• Some grids in areas with high power consumption density can operate as permanently closed or changing their topo-logies automatically depending on the actual conditions. Development of monitoring and real-time grid control systems will eliminate any possible problems with circulating currents and disturbance detection.

• Closing of grids and their consequently increasing voltage stif-fness will undoubtedly result in increased short-circuit powers and, thus, increased short-circuit currents. This can be counte-racted with short-circuit current reduction by ultra-fast circuit breakers and short-circuit current limiters.

• In urban and suburban areas cable grids will be typical, and in rural areas with low consumption concentration – overhead grids with insulated wires. The use of insulated conductors will virtually eliminate line failures caused by winds and storms, and by snow and hoar-frost on conductors and trees. The use of insulated conductors will signifi cantly reduce the expendi-ture on periodic felling of trees growing along the lines.

6 Simplifi ed closed grid is formed when a LV grid is supplied from multiple MV/LV substations connected to one MV bus. Such grid can be operated in an area of high concentration of power (such as a factory), where the whole grid is owned by a single business entity, and is designed for more diffi cult short-circuit conditions (higher fault currents due to parallel operation).

7 PSE- Operator is not currently planning to build HVDC grids for urban agglomeration supplies.


51

• The basic system of line sequences in MV cable grid will be the current bus confi guration.

• MV/LV substations should be deployed as close as possible to the load centre, and in such a way as to enable the largest number of outgoing LV lines.

• Grids will operate with the neutral point earthed through a resistor, with limited earth fault current.

• MV switching substations’ automatic protection will be based on digital protection relays and on-off switches in outgoing bays. As it is now, the open grids’ outgoing bay protection will consist of: non-directional overcurrent phase-to-phase fault protections and ground fault protections (zero-current, zero--current directional admittance, etc.). In closed grids central devices may be used, utilising distributed measurements from the grid and acting selectively on selected switches therein. Such protection structure would match the bus protections currently used in HV switching substations, which, owing to the knowledge of the topology (switch status details) and measurements, are able to act quickly and selectively, even in substations with very complex systems.

• The vast majority of MV/LV transformers will be protected by fuses, integrated with appropriate protections.

• In overhead and cable grids remotely controlled switches will be common, enabling automatic isolation of a damaged grid segment after a disruption or grid topology change, when the need arises.

• The grid will be increasingly saturated with distributed gene-ration sources (wind turbines, biogas plants, etc.).

LV grids

• Low voltage grids will be operated as open systems.• A large number of distributed generation micro-sources can

be connected to a grid. Such sources (photovoltaic panels, wind micro-turbines) will be connected to the grid through power-electronic converters.

• Cable lines or overhead lines with insulated conductors will be procured, depending on the terrain and consumption density.

• The grids will be protected by fuses and on-off switches inte-roperable with electronic protections installed in Smart Grid measurement and decision-making systems.

As follows from the foregoing considerations, the scope of engi-neering associated with the changes in power systems (grids) can be enormous, which will in turn require very large expen-ditures. These funds can be obtained from the current opera-tions of distribution companies, and from special purpose funds earmarked for development of specifi c areas of power grids (or, more broadly, systems).It should be feared that unavailability of additional funding (beyond income from current operations, i.e. from the special purpose funds) to distribution companies will prevent or signi-fi cantly reduce the required (planned) changes in power grids. In such a case, the issue (and capability) of the development of

the existing (especially under-invested) power systems will be de facto an issue of multi-criteria optimization, whereby the social limitation (allowance for an increase in energy price in order to cover the investment in the grid) will be clearly identi-fi ed as the primary, and the next will be (in fact it already is) the eff ective legislation (enforcing virtually entire collection of the electricity produced from renewable energy sources, and at the same time signifi cantly interfering with, and sometimes simply rendering impossible, the construction of new power lines8. The social constraint here is indirectly controlled by the government through the Energy Regulatory Offi ce.As is known, the degree of social acceptance depends on a number of factors, including the events (failures) that have taken place in power systems, energy situation, economic situ-ation, etc. In democratic systems the limited term of offi ce mechanism strengthens the power of society, and therefore a large increase in the energy prices to fund the power grid deve-lopment is unlikely.

4. Problems of power grid development

4.1. IntroductionPower grid development encounters problems regardless of the grid voltage level. Development of HV, MV and LV distribution grids brings about challenges for those managing their develop-ment and distribution company operations. The grid develop-ment problems can be divided into several categories:• technical problems• economic problems• environmental problems• social problems.

4.2. Technical problemsThis is the largest set of problems aff ecting distribution grids at any voltage level. Among the technical problems those asso-ciated with grid development and operation predominate. This section characterizes the most important technical problems.

Grid capacity problems

This problem currently aff ects mainly 110 kV grids and results from line conductor temperature constraints, which are usually 40oC. The problem shows up in the summer, when the ambient temperatures are higher and an increase in a conductor’s load signifi cantly increases its temperature. In addition, the trend observed in recent years of line load increasing in summer hot days due to the increasingly common use of air conditioning devices, increases the load at the ambient conditions most chal-lenging for power lines.The deterioration of 110 kV grids’ working conditions by the load growth is also aff ected by the grids’ penetration by distri-buted generation sources, mainly wind farms. The interest in the construction of such facilities caused by the European Union directives, which assume an increase in electricity generation

8 The law on the public utility corridors is expected to change this.


52

from renewable sources, may be refl ected in a signifi cant increase in MV grid loads. The environmental impact of a farm connected to a HV line cannot be, however, generalized as it depends not only on the farm’s actual output power. A farm’s impact will depend on the allocation of customers connected to the grid, the deployment of other generation sources, and the superior LV grid’s operating mode. In some cases, a farm can eff ectively relieve the grid load by delivering its output power to close customers, while reducing power fl ows from LV grids. In other cases, the fl ows from farms connected to a distribution grid may accumulate, overloading some segments of the HV grid, or LV/HV transformers. Thus, distributed generation sources must be generally considered as a potential threat to HV grid capacity constraints.In the present legal, technical, and economic conditions the problem of HV grid capacity can be solved by:• reconstruction of the existing HV lines and their upgrade

to higher operating temperatures, and in the case of a newly designed line – the requirement of 80o C temperature

• large line conductor cross-sections, to ensure higher continuous current-carrying capacities

• monitoring of actual conductor temperatures and maintaining the conductor loads equal to or below those resulting from the actual (real), and not catalogue, continuous current-carrying capacities

• extension of grid infrastructure through construction of parallel lines, and two- or multiple-circuit systems

• installation of phase-shifters or power-electronic systems in grids to enable power fl ow control.

The main diff erence between HV grids and MV and LV grids is that the vast majority of HV grids operate as closed and multi--sided supply grids. The result is that no single line’s outage cuts an HV/MV substation supply off , but it leads to a change in the grid load. Then, in spite of the formal need of HV grid compo-nents’ compliance with the n-1 reliability criterion, there may occur an overload condition and the need to outage subsequent grid components. The need to meet the n-1 and n-2 reliability criteria translates into stricter requirements for the adjusting the conductors’ current carrying capacities to various grid conditions. This problem is much smaller for MV and LV grids, which are radial. In this case, a grid designed to supply a specifi c group of custo-mers is not exposed to signifi cant load increase due to an outage of a segment of the grid. The MV capacity problem is therefore related to the electricity demand increment’s dynamics. The vast majority of consumers are supplied from MV grids through MV/LV transformers owned by distribution companies, or, as regards larger receivers, the customers themselves. Therefore, an MV grid load originates in an LV grid, and MV grid development is driven by growth in demand for power and electricity in the LV grid. So the MV grid capacity limiting elements are: fi rst – LV grids, then – MV/LV transformers, and further – MV grid and HV/MV transformers.There are two main constraints of LV grid capacity. At an LV grid’s designing and providing for its future development not only compliance should be ensured with the requirements of the

maximum currents in its conductors below their current carrying capacity, but also appropriate voltage levels should be ensured for the customers. Because of the LV grid voltage level, even moderate powers connected deep inside the grid can cause large voltage drops and reduce the quality of electricity supplied to consumers below an unacceptable level. A low voltage grid’s capacity should therefore be interpreted not only as a condition of its compliance with the continuous current carrying capacity criterion, but as its ability to deliver the ordered power of appro-priate quality to the location specifi ed by the customer. Because of these requirements, an LV grid cannot be too large, and MV/LV transformers must be installed quite close to customers. The MV/LV substation locations resulting from the needs of customers forms the basis of the MV grid design and development. From the capacity point of view an MV grid should supply MV/LV substations in a way that ensures fi rst of all the compliance with the current carrying capacities in its all segments. The voltage levels issue is here a little less important than in LV grids, due to adjustable voltages on the busses of the HV/MV substation that supplies the MV grid, as well as setting of the required MV/LV transformer ratio (non-energized transformer only).

The idea of ”bottom-up” distribution grid development in view of ensuring the capacity and the delivery of expected powers to customers is shown schematically in fi g. 3. The fi gure shows four groups of LV consumers, for whom the installed MV/LV trans-former location and power has been so selected as to ensure the delivery of ordered powers and energies. The transformer loca-tion with regard to the capacity criterion is derived from the indi-vidual customers’ locations and ordered powers. This location can be selected using any optimization technique, subject to the two constraints described above, i.e. the continuous current carrying capacities and the appropriate voltage levels at customers’ instal-lations. The next step in the grid development design is deter-mination of the MV grid shape. From the capacity point of view its structure depends on the existing or planned HV/MV substa-tion locations, and the selected MV/LV transformer locations. The fi gure shows the connection of Tr1 transformer substation to line

Tr1

Tr2 Tr3

Tr4

HVgrid

MV

L1

L2

L3

L4

Fig. 3. Schematic diagram of distribution grid development from the capacity perspective


53

L1, and of Tr2, Tr3, and Tr4 substations to line L4. Such deploy-ment should result from minimizing the length of MV lines, and from the planned demand for power in each substation.

Condition and wear of equipment

Another technical problem is the issue of condition and wear of distribution grid component devices. It should be noted that the development problems analyzed here also include maintenance, upgrade, and restoration of the existing grids. When indicating the development directions, procedures for the aging infrastruc-ture’s restoration should also be specifi ed.A distribution grid comprises many items of various types. The components most noticeable by electricity consumers are power lines, of course. These are fi rst and foremost overhead lines with bare or insulated wires, and cable lines, with all the fi ttings needed for their operation: from poles, through insulators, heads, joint boxes, etc. Each of these components has its specifi c service life and requires periodic maintenance, repair, or replacement. When planning grid development, the technical condition of the infrastructure around which the upgrade is planned should be taken into account. Is it correct, for example, to add new trans-former substations for the supply of a developed housing project to a worn out MV line requiring extensive repairs? Perhaps the temporary savings resulting from this solution will in the long term result in a growth of the total cost, which will consist of higher operating costs and then the costs of reconstruction (restoration) of the worn out line.A power grid consists not only of lines, but also of switchgear, measuring devices, protections, and communication systems. This equipment is also subject to aging and must be regularly replaced or upgraded. It is important to optimize its service duration, so that it might be operated as long as possible on the one hand, and on the other hand replaced before the time its reliability rapidly deteriorates, exposing the distribution company to the risk of fi nancial damage, or, worse, its personnel and/or bystanders to a risk to their health and life.

Electricity quality

The quality of electricity supplied to customers is yet another technical aspect that must be considered in a distribution grid’s ongoing operation and planning of its development. Energy quality can be considered on two levels: a distribution company’s guarantee of appropriate energy for consumers, and its require-ment that the generators, as well as consumers, connected to the grid shall not compromise the quality of electricity supplied to other grid users.Energy quality depends on two factors. First, depending on the distribution company, is the condition of its grid, the grid’s resistance to disturbances from the generators and customers connected to it. This condition depends primarily on the grid robustness. The higher the short-circuit powers and the lower the grid impedance, the more diffi cult it is for a disturbance to enter to the grid resulting from high variability of the power output from, or input to, the grid, and/or emission of harmonic currents and voltages. In view of the large increase in the power

consumed by various types of non-linear systems: inverters, soft starts, impulse power units, or discharge-type lighting, distribu-tion companies in their grid infrastructure development must also provide the means of counteracting these adverse, and yet inevitable, changes in the load characteristics. Measures to improve energy quality can be carried out not only on the basis of ”strengthening” the grid and installation of passive and active fi lters in it. The companies should also focus on legal actions with a view to the admission into service of such receivers only, the use of which doesn’t deteriorate the energy quality. Educational activities, similar to the ”Stop burning garbage” campaign, under the headline, for instance, ”Stop littering the electric grid”, should be carried out together with energy conservation promotional campaigns.

Smart Grid

Smart Grid is a broad concept, pertinent to the aspects of grid measurement and control in order to achieve high reliability and confi guration fl exibility leading to reduced transmission losses. Smart Grid systems are still in the early stages of development. Distribution companies launch pilot projects to check the poten-tial benefi ts inherent in this technology. Quite often the currently implemented projects are single-faceted, limited to collecting information from the grid, with no option of interaction with it. Such systems, known as Smart Metering, are the fi rst step towards the smart grids that adapt to constantly changing grid operating, variable generation, and variable demand for power and energy. Thus in an approach to grid development design in the long term perspective, the current indications should not be ignored that in the future Smart Grid systems will have a signifi -cant impact on the grid operation. In order to keep up with the new technical solutions rapidly introduced in recent years in the areas of measurement, control and communication, it is neces-sary to systematically update the planned changes in the grid design.

Connecting new sources

Connecting new sources to a distribution grid brings new chal-lenges for its operation and development. Distributed genera-tion, preferred in many power system development directions setting documents, can be a source of many technical problems for the grid itself, which are costly to eliminate. Connecting a source implies the earlier mentioned concerns of a possible increase in the grid’s load, and the need to rebuild it in order to improve its continuous current carrying capacities. It should be noted, however, that in radial grids the inclusion of a distributed generation source can contribute to load reduction in at least some of the grids. The distributed source impact on a grid will depend on the relationship between the source output power and the consumer demand for power, and must be analyzed in each individual case.New generation sources in a grid are also new sources of short-circuit current, and, consequently, an increase in short-circuit power in the grid’s nodes. This gives rise to new problems, forcing upgrades of the switching substations, and replacement of the


54

apparatus and equipment, which were designed for lower short-circuit currents. Under the current legislation a distribution company may neither require an investor to alter the type or control mode of a source connected to the grid, nor interfere with its design. But it seems reasonable that there should be legal mechanisms in place to enable a grid development designing a distribution compa-ny’s infl uence on the investors. Then, as an alternative to refusing consent to connect a source to a grid (e.g. due to short-circuit power excess), the company could off er the investor the use of other alternatives in the connected source’s design. For example, a wind turbine with a synchronous machine and inverter is the source of a short-circuit current several times smaller than a turbine with an asynchronous generator.

4.3. Economic problemsEconomic problems of grid development are very impor-tant and of fundamental relevance to the power grid upgrade and extension decision making process. Economic eff ects of a planned capital expenditure project often dictate whether it’ll be implemented or abandoned. A project’s economics decide on its ranking (in the case of multi-variant project options), the best solution selection. Quite often a similar eff ect, in economic terms, can be achieved by a variety of technical means, but at signifi cantly diff erent outlays. An example may be the problem of supply of any consumer, which can be realized in diff erent ways, and at diff erent costs. The question arises whether the fulfi lment of a grid extension’s minimum assumed eff ect, which is the supply of the ordered power to the consumer, is the only condition that should be evaluated while selecting the optimal upgrade option? Whether a short-term policy should be followed looking at short-term expenditures, or looking perspectively not only the investment outlays should be considered, but long-term gains at higher expenditures? In the process of grid development and upgrade designing various groups of economic problems can be distinguished.

Economic current density

The economic current density issue determines the conductor cross sections to be used in various HV, MV and LV grid elements. This term denotes the current density at which the total annual transmission costs will be minimal. The economic criterion of the minimum costs in a time horizon is based on the one hand on the cost of building a line, the higher, the larger the conductor cross sections used, and on the other hand on the reduction of the losses associated with power transmission in the line. It’s perfectly evident that once the technical requirements are met, concerning current carrying capacities and/or allowable voltage drops, a whole host of solutions remain available to the designer, from which the best solution should be selected. The choice will depend on several factors: line construction costs, average line load, service life, load increase forecast, and current and projected electricity prices.

Selection of transformers

A similar issue is selection of HV/MV and MV/LV transformers. The selection should be guided not only by matching the power with the current load, but should also consider a load growth forecast in a time horizon adequate to the transformer service life. The second aspect of the selection, the choice of transformer, results from transformers’ diversity in terms of idle and load losses. Standard [11] classifi es transformers with respect to losses, defi -ning the levels of load and no-load losses. Transformer energy effi ciency translates into its price, thereby exacerbating the conditions of selecting the most appropriate transformer.

Optimal grid confi guration and grid divisions

Optimizing grid confi guration and grid division reduces power fl ows and minimizes power losses in the grid. Proper confi gura-tion of a grid allows for a measurable decrease in the transmission losses, and increase in savings associated with the grid operation. It should be noted, however, that the grid confi guration (topo-logy) that ensures the minimum loss is not constant; it changes with the grid load variations. Therefore, designing a grid, or opti-mising its performance, should not be limited to one charac-teristic case of the grid operation, but it should involve analy-sing and selecting the right confi guration based on a range of possible grid load options. Even more attractive in terms of cost savings appears to be the development of systems for online control of grid divisions, depending on the actual fl ows in the grid. However, such grid control requires installation of remotely controlled switches and measuring devices in the grid. The Smart Grid and Smart Metering solutions discussed in recent years should allow in the medium-term perspective the technical feasi-bility of such systems. It should be noted that Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the Council encourages EU Member States to deploy and operate smart grids.

Reactive power management

The issue of reactive power management in distribution grids is yet another example of the economy’s predominance over engi-neering. A variety of reactive power generation and consumption control modes are available to ensure observance of the energy quality requirements, including required voltage levels, and to ensure the required grid capacity. However, a degree of liberty in setting the rules governing the exchange of reactive power with the grid, technically acceptable, has its extremes defi ned with a view to power loss and associated additional operating costs. This is yet another grid element that requires a deliberate approach in designing the distribution grid structure and opera-ting principles, enabling a reduction in fi nancial losses.An important aspect, which is not always analyzed globally for a grid, is the problem of the optimal deployment of capacitors in an MV grid, and of the modes of their control. While customers connected at the MV and LV levels satisfactorily compensate reactive power, there is still a great potential for change hidden in the grids operated by distribution companies. In planning their development the issues of MV/LV transformers’ idle current compensation should be examined, and the ways to control


55

reactive power of capacitor banks installed in HV/MV substations, and their interoperation with HV/MV transformers’ regulators.The issue of the optimal deployment of reactive power sources in MV grids takes on a new aspect in the current situation, when the grids are increasingly penetrated with distributed genera-tion sources. Many of these sources can participate in the reac-tive power control processes, since they are capable of reactive power output to, and input from, the grid alike. It is important that grid development designers are aware of the potential of these sources, and willing to exploit it. Investors, who connect active power sources capable of reactive power control to a grid, should be encouraged through appropriate tariff pricing to parti-cipate in minimizing the grid losses.

Tariff pricing

Perhaps the most important aspect of the economic problems of grid development is tariff pricing. Tariff s are a source of distribu-tion company revenues. It is important that the tariff provisions correspond to the costs incurred by the distribution company for respective services, while allowing for grid upgrades and exten-sion, and a profi t at a reasonable level.Tariff s should be designed in a way that encourages all enti-ties connected to the grid. The distribution company, including certain provisions in the tariff s, may stimulate certain behaviours of customers (e.g. transfer of a portion of the power consump-tion outside the load peak, greater use of electricity at weekends, installation of energy-effi cient receivers, etc.) and generators (e.g. participation in reactive power control, implementation of technologies of generation of electricity with desired controlla-bility properties, etc.). Tariff s can also serve for penalizing entities connected to a grid for certain behaviours (e.g. exceeding the ordered power, large reactive power intake from the grid, electri-city quality deterioration, etc.).The tariff s’ division into parts dependent on the consumed energy and the ordered power is justifi ed by the way how distribution companies build their capacity to meet these needs.The part depending on the energy consumption translates into transmission losses in the grid, and should compensate the losses the companies incur at electricity transfer through their grids. On the other hand, there must be a counterweight, a mechanism to incentivize the companies to invest in improving the electricity transfer effi ciency, rather than charging customers with all the losses, no matter how large they may be. It also seems that with the current trend to reduce greenhouse gas emissions and to care for the environment, the tariff s should promote energy conservation.The other part of the tariff is associated with the grid’s transmis-sion capacity. According to [10] it should be based on the assump-tion that each consumer or producer connected to a distribution grid is obliged to bear the grid infrastructure development cost in proportion to its usage of it. The provisions currently applicable to consumers’ and producers’ connections to HV and MV grids give the impression of an uneven burden with costs, depending on when and where the entity is connected to the grid.

Forecasting, uncertainty, risk

The problems of forecasting, uncertainty, and risk are diffi cult threats to identify and determine the stage of distribution grid development planning. There is no doubt that they must be woven into the grid development decision-making process, since in view of the dynamics of the changes taking place in today’s world there is no 100% certain method of predicting how the demand for energy, energy prices, company operating cost, or cost of capital will develop. This means that any developed and implemented HV, MV and LV grid development scenarios need to be updated more often, the greater the dynamics of changes in the socio-economic sector, on capital markets, and fuel markets.

Savings and rationalization of electricity use

Saving and rationalization of electricity use is also an aspect of the economic problems associated with power grid develop-ment. Because of the dwindling fossil fuel resources, the will to reduce the output of carbon dioxide and other pollutants as electricity generation by-products, and the increasing demand for electricity, distribution companies in their grid development strategies should plan also information activities and campaigns to promote consumers’ pro-environmental actions. Seemingly, this can be perceived as disadvantageous for the company, because it inhibits the electricity market growth, and there-fore its primary source of income, i.e. revenues from tariff s, is reduced. However, cost savings and rationalization of energy use by consumers decrease the company’s operating costs by redu-cing transmission losses and the capital costs associated with the need to expand and upgrade the grid. The overall fi nancial eff ect may therefore be better than at a large volume of sold energy, but at the same time the need to extend the grid.

4.4. Environmental problemsThe environmental issues concern the interface between the power grid infrastructure and the environment. The environment is defi ned as a collection of animate and inanimate elements of nature. In other words, it’s the whole setting in which humans live, including, of course, humans themselves. A power grid, and the whole power system in general, have an impact on the environment. While serving people by providing electricity, now necessary for functioning, they also have a negative impact on the environment, including living organisms. In an approach to the issue of distribution grid development, both aspects must be balanced – the energy supply with reduced environmental impact. This is the message of the already mentioned Directive 2009/72/EC addressing distribution companies’ need to meet the legitimate energy demand, ”with due regard for the environ-ment”. This chapter discusses the main environmental risks asso-ciated with grid development, as well as methods of mitigating them.


56

9 Emissions from generation sources are not distribution companies’ direct problem, because they do not own generation sources. However, due to the electricity generation technology development trends, conditioned by the emissivity of various source types, a distribution company in its grid development planning must take into account whether, and what areas of, its business can raise the interest of investors in generation sources.

Emissions from generation sources9

A generation source’s emissions are related to the electricity generation process. Its environmental impact can be analysed on two levels: local – in the vicinity of the source itself, and global – on a planetary scale. Combustion of fossil fuels – coal, oil, gas – is associated with air emissions of carbon dioxide, sulphur compounds, nitrogen oxides and particulates. All these aff ect the source’s immediate surroundings, but also aff ect the entire planet globally, causing, according to the published research results, climate changes. Economic and political requirements imposed by the EU result in pressure on the use of certain electricity generation technologies that reduce the environmental burden. The policy of awards for clean energy generation – green certifi cates and CO2 emission limits – quite eff ectively forces investors to build renewable and low-emission energy sources. Distribution grid development planners must track these trends to be able to prepare the grid in advance for the possibility of connecting new sources, particularly distributed generation sources.

Impact of electromagnetic fi elds, noise, and vibration

Perhaps the impact of the electromagnetic fi elds, noise, and vibration associated with power grid operation is not a very signifi cant grid development problem, but it must be taken into account in designing corridors for power lines, especially of a 110 kV grid. The strength of a fi eld generated by any operated or newly built facility in any area where people are present, must be less than that stipulated in the relevant regulations. In this context the trend to extend the share of cable grids, also in HV systems, seems advantageous.

Fire and electric shock hazards

Fire and electric shock hazards is yet another area where power infrastructure can have an impact on the environment. In contrast to other problems, this virtually doesn’t occur in the case of properly operating devices, but it can occur due to a failure in the distribution system. The relevant legal regulations require certain fi re and shock protection measures, and a distribution company must adhere to them when designing its power grid’s develop-ment. It may be noted, however, that some technical solutions, even though legally permitted, will constitute a greater risk of fi re or electric shock than others. Examples are oil-immersed type transformers as opposed to dry-type transformers, over-head grids as opposed to cable grids, low-oil circuit breakers as opposed to vacuum circuit breakers, etc. When planning infra-structure development, this has to be kept in mind, and new and safer technologies should be utilised.

Protection of landscape

Protection of the landscape is required from the grid infrastruc-ture by the Environmental Protection Act. This Act must be adhered to when planning power line routes, and procurement of other distribution grid components. Some areas are totally

unavailable for grid construction, and there are constraints in place in some others. This is governed by provisions of the Nature Conservation Act.Landscape can be protected, and residential areas’ industrialisa-tion can be constrained by a number of means, such as: construc-tion of HV, MV and LV cable lines, construction of SF6 insulated HV/MV substations, construction of underground substations, and interesting architecture of urban MV/LV substations, stylisti-cally compatible with the surrounding buildings.

4.5. Social problemsThe last group of problems associated with distribution grid operation, upgrade, and extension relates to distribution compa-nies’ possible confl icts with society. The following issues are the most important in this group.

Ownership issues and corridors for line construction

For many years the ownership issues and corridors for line construction have been the grounds for disputes between landowners and distribution companies that route or want to route power lines on land not belonging to them. The problem is more pronounced, the higher the operated or planned grid’s voltage is. This results in a very long process of building the line. It may take several years from design to operation, even though the actual building time is not too long. Cooperation between distribution companies and land owners should be based on equal partnership, with no advantage to either party. Landowners should be reasonably compensated for making their land available to distribution companies, while having no ability to block the grid extension process.

Location of grid components near residential buildings

This matter is somewhat consistent with the requirements of environmental protection, but with a focus on people. The law governs the requirements to be met by electricity transmission facilities, and in which locations they may be built. Especially mitigated should be noise, vibration, and electromagnetic fi elds. It is clear that all capex projects in the power sector must comply with municipal development plans and correspond with respec-tive local zoning plans, but at the same time the location of some power facilities at the minimum distances from human settle-ments formally required by law is often questionable and may give rise to confl icts. It seems that as far as is possible, any faci-lity perceived by society as burdensome (HV lines, substations) should be sited at a distance greater than the minimum required by law. Such action, though not always economically justifi ed, has a positive eff ect on the image of the distribution company, resulting in increased confi dence of its customers.

Pricing policy

A distribution company builds its pricing policy based on the tariff s of services, as reported in the chapter on economic


57

problems, but more attention should be paid to the customer – distribution company relationship. These days electricity is a commodity which should be commonly available. It is not and should not be in the future a luxury commodity not available to all. Therefore, a distribution company should ensure the basic (minimum) level availability of electricity for everyone, even the poorest. A properly developed pricing policy for households consuming very little electricity, discount systems, or pre-paid systems that have been in place already, should be included in a distribution company’s commercial policy.

5. A new paradigm of distribution grid devel-opment planning As shown in section 1.5, the current paradigm of distribution grid development planning at the DSO (Energa Operator SA) is energy security of the entities connected, or planned for connec-tion, to the grid. This paradigm is somewhat obvious, and its simplicity (brevity) follows directly from the application to its formulation of the so-called Occam’s razor10, whereby ”entities must not be multi-plied beyond necessity” (Latin: Entia non sunt multiplicanda praeter necessitatem).

Analysis of the acts described in Chapter 2, including interna-tional (EU Directives) and national regulations (The Energy Law, Regulation of the Minister of Economy on the Specifi c Operating Conditions of the Power System, The Transmission Grid Code, The Distribution Grid Code, The Act on Spatial Planning and Land Use, The Energy Effi ciency Act, The Environmental Protection Law, The Act on the Availability of Environmental and Environmental Protection Information, Public Participation in Environmental Protection, and Environmental Impact Assessment, The Act on Nature Preservation), and documents (Polish Energy Policy until 2030, Strategy ”Energy Security and the Environment”, Perspective 2020, and drafts: National Spatial Development Concept 2030, The Act on Public Utility Corridors, The Act on Renewable Energy Sources, The Smart Grids Act) permits the conclusion that the energy, including power system, security requirement is the overriding requirement, formulated in all documents that relate to energy, including power, system operation. Energy security is somehow directly related to energy supply reliability, energy quality, maintenance of proper technical grid condition, grid extension, cooperation with the transmission system operator and other distribution grid operators, and reliable performance under energy sale contracts.

Other conceptual elements occurring in these documents and related to the power systems are: environmental protection, energy effi ciency, renewable energy sources (including their privileged access to the grid), decentralized energy generation, smart grids, smart metering, cogeneration of electricity and heat, and multi-stakeholder co-ordination of development plans.

In direct relation to distribution grids, these documents use the following notions: improving energy effi ciency (including through electricity demand management), development of generation capacities connected to the distribution grid, redu-cing grid losses in line sequences and transformers, reducing reactive power fl ows, fl attening annual load variation, compe-titive energy delivery (prices), environmental protection from electromagnetic fi elds (for 110 kV and higher voltage lines), smart grids, smart metering, and decentralized power genera-tion (including cogeneration).

With this in mind, still using the so-called Occam’s razor, it can be said that energy security still remains the distribution grid development planning paradigm. Other requirements set out in the regulations in relation to power grids, including distribu-tion grids, are in fact complementary requirements of uncertain durability. This should be understood as follows:1. The requirement to ensure energy security, and energy supply

security, etc. is permanent. It is impossible to imagine the abandonment of this requirement in a developed society.

2. Other requirements contained in the legislation do not currently have a timeless character. For example, environ-mental requirements, or concerning renewable energy sources, are appreciated or not, depending on the country’s wealth. Wealthy, and at the same time so called developed, countries, for example, some European Union countries, USA and Canada, push the environmental aspect. However, developing countries strive not to introduce the legal requ-irements that enforce legal regulations relating to environ-mental protection, mainly due to the cost of activities resul-ting from these regulations. In general, therefore, depending on changes in the economic outlook, environmental require-ments, requirements for renewable energy sources, etc. may be subject to change.

On the other hand, if we agree to the Freeman classifi cation of technological and economic development paradigms (section 1.4), we thereby also agree to conclude that in our economic and cultural area the currently binding paradigm is that of environ-mentally friendly development. In this case it can be concluded that the new distribution grid development planning paradigm should be (and in fact already is) environmentally sustainable energy security.Some other formulations of this paradigm may be off ered here, such as: • energy and environmental security• energy security in a safe environment• environmentally friendly energy security• environmentally favourable energy security• environmentally compatible energy security• sustainable power system development.

10 Occam’s razor, also known as principle of economy or principle of the economy of thought, it is a principle, according to which the explanation of phenomena should strive for simplicity, choosing such explanations which are based on a minimum number of assumptions and concepts. As the principle of the economy of thought it has become the basis of a modern methodology of science. In line with this, no new notions and assumptions should be introduced unless there are strong grounds for doing so, and the simplest theoretical solutions that adopt the smallest number of assumptions are considered the best (Wikipedia).


58

The last of these terms is associated with a kind of fashion for the word sustainable. The word has been conceptually derived from the context of renewable sources, expanding their meaning. With regard to a power system it means (subject to certain simplifi -cation) a system that warrants energy security, and at the same time includes renewable energy sources and so-called smart grids. Despite such a broad meaning of the word ”sustainable”, in fact also describing the requirement for the grid, it is proposed to use the term ”security” in determining the distribution grid development planning paradigm. This notion directly describes a requirement for the grid, without introducing any excessive, and as such unnecessary, interpretation areas.

A power grid with objects connected to it, such as sources and receivers, is essentially of a purely technical nature. It must, there-fore, meet some specifi c (defi ned by the legislature and grid operators) technical requirements. Grid development (grid deve-lopment planning) obviously must take these requirements into account.Technical requirements defi ne certain limits, which cannot be exceeded (without consequences for the relevant device). In the systematic reality (the power system) power grids operate at some margins with regard to the required limits. A device’s failure to comply with the requirements should lead to its elimination (permanent or temporary, i.e. until the required functionality’s recovery) from the grid.When planning the development of a power grid, as of any other technical system, the desired (required) condition, i.e. the desired functionality, can be accomplished in a variety of ways, in tech-nical terms and in terms of their fi nancial and non- fi nancial costs. Thus the issue of power grid development planning becomes (can become) a much wider issue, i.e. covers the technical, economic, environmental, and social problems reported in Chapter 4.

Power grid development can be implemented in many ways, including as follows:1. The aim is to achieve a specifi c power grid functionality that

meets the technical and non-technical, e.g. environmental, requirements that warrant fulfi lling the requirements of the energy (power supply) security paradigm. The problem’s solu-tion is purely technical, which sets technical requirements for the designed objects (grid components), such as power substations, power lines, etc. Other factors, such as the grid components’ durability (reliability), equipment manufacturer, contractor, capital costs, operating costs, etc., are not consi-dered here. In this case energy security is ensured on a diff e-rent level than, say, the assurance of proper performance of the distribution or the distribution system operator. The distri-bution grid development planning paradigm is not the same here as the distribution company development paradigm.

2. The aim is to achieve a specifi c power grid functionality that meets the technical and non-technical, e.g. environmental, requirements that warrant fulfi lling the requirements of the energy (power supply) security paradigm. The problem’s

solution is techno-economic, which sets technical require-ments for the designed objects (grid components), such as power substations, power lines, etc. Also considered are elements that aff ect the project implementation cost, inclu-ding: the grid components’ durability (reliability), power equip-ment’s type and make (equipment manufacturer), capital costs (contractor) and operating costs (resulting from orga-nization of the works). In this case energy security is ensured at the same level as proper performance of the distribution company or distribution system operator. Therefore, the distri-bution grid development planning paradigm is here the same as the proper functioning of the distribution company or distribution grid operator. In this case, the overriding goal of the distribution company (distribution grid operator) is grid operation security rather than maximum profi t.

3. The aim is to achieve a specifi c power grid functionality that meets the technical and non-technical, e.g. environmental, requirements that warrant fulfi lment of the requirements of the energy (power supply) security paradigm, and at the same time the maximum profi t of the distribution company or distribution grid operator. In this case, the overriding goal of the company is its maximum profi t, and the requirement to ensure energy security is a constraint. In this case, the distri-bution company development paradigm is the same as the distribution grid development planning paradigm.

Implementing the power grid development in the scope speci-fi ed in the third of the above points requires the use of complex methods, algorithms, and techno-economic analyzes. In fact, it requires a functional model of the distribution company. No such models are usually formalized. They are usually verbal, and only partial models happen to be formalised.Implementing the power grid development in the scope speci-fi ed in the fi rst of the above points is so purely technical, that it has no practical use for businesses operating in the market. In fact, technology applications are inextricably linked to the economy. This linkage occurs, for example, by adopting certain assumptions about proposed technical solutions, and results from:• grid structure (closed – open), resulting also in the required

automation protection functionality• power line type (overhead – cable)• overhead conductor type wires (bare – insulated)• switchgear type (e.g. pole mounted – container)• switchgear design (single bus – multi bus, sectioned – not

sectioned)• grid metering systems (measurement and measurement

data transmission from nodes on a given voltage level or lack thereof)

• grid component control systems (in nodes of a specifi c type [voltage] or lack thereof).

Therefore, the selection of a specifi c technical solution aff ects the cost of ensuring security, but it also aff ects the grid func-tionality, reliability (durability), capital costs, and operating costs. Considerations on the technical level are not always part


59

of the global optimization, and quite often they result from the operating habits and engineering practice used in the opera-tor’s grid (e.g. grid neutral grounding), and the need for unifi ca-tion of devices and structures, etc. At the same time – through the equipment cost and other kinds of costs – they are closely related, however, to the distribution company’s economics.

In this sense, the distribution grid development planning para-digm: environmentally sustainable energy security, is a tech-nical paradigm with an environmental constraint, which can be described to a certain extent as independent of the distri-bution company’s economics, or to a certain extent dependent on the distribution company’s economics. Both statements are

No

Yes

No

Yes

Tak

Yes

No

Yes

No

Yes

Yes

Yes

Yes

No

No

No

Yes

No

Yes

Yes

No

Engineering design

Iden�fied need of grid development

Does it meet the environmental

requirements?

May the environmental

requirements remain unfulfilled?

Applica�on for consent for non-compliance with

the environmental requirements

Has the project been already

adjusted?

Has consent been acquired?

Is abandonment of the project acceptable?

Technical knowledge, applied solu�ons, exis�ng and new

technologies

Regula�ons, materials,

contrac�ng par�es

Own and external funds

Structure and organiza�on of

work

Determina�on of project

implementa�on costs

Iden�fying sources of financing

Determina�on of opera�ng costs

Is the project implementa�on economi-

cally viable?

Does the project ensure energy security?

Project implementa�on

The project is not implemented

Has the project already been

adjusted in economic terms?

Do non-economic considera�ons force

implementa�on of the project?

Is another technical solu�on looked for?

Yes

Does it meets the technical

requirements?

Fig. 4. Block diagram of distribution grid development project


60

true, because they indicate the relationship of technology and economics (diff erent, that is in fact its perception can be indivi-dual). This relationship in the form of a grid development project implementation diagram, resulting from the need to identify the development, is shown in fi g. 4. Underlying the scheme is the assumption of the lack of technical constraints as to the feasibi-lity of a technical project in a power grid. Therefore, there is an element named: technically non-feasible project. A project can be non-feasible only because of its cost, and/or possibly because of political considerations.

REFERENCES

1. Kulczycki J., Niewiedział E., Niewiedział R., Wybrane problemy roz-woju wiejskich sieci elektroenergetycznych [Selected problems of rural power grid development], INPE 2009, issue 122–123.

2. The Energy Law, 10 April 1997, codifi ed at the Law Offi ce of URE Energy regulatory Offi ce of 1 October 2011.

3. Popczyk J., A defi nition of security in relation to the elements of the system and its structure [Defi nitions related to security with regard to system components and structure], commissioned research project No. PBZ-MEiN-1/2/2006 ”Bezpieczeństwo elektroenergety-czne kraju””The national energy security”, Silesian University of Technology, Gliwice, December 2007.

4. Kulczycki J., Wybrane problemy rozwoju sieci rozdzielczych [Selected problems of distribution grid development], Przegląd Elektrotechniczny 2008, issue 9.

5. Marzecki J., Terenowe sieci elektroenergetyczne [Territorial power grids], ITE Publishers, Warsaw 2007.

6. Kulczycki J., Wybrane problemy rozwoju sieci rozdzielczych [Selected problems of distribution grid development], Proceedings of IX International Scientifi c Conference “Forecasting in power sector”, Wisła 2008.

7. Marzecki J., Modernizacja terenowych sieci niskiego i średniego napięcia [Modernization of low and medium voltage territoral power grids], Proceedings of IX International Scientifi c Conference “Forecasting in the power sector”, Wisła 2008.

8. Wytyczne programowania rozwoju sieci rozdzielczych (sieci 110 kV, SN i nN) [Programming Guidelines for the development of distri-bution grids (110 kV, MV and LV )], Institute of Power Engineering, Distribution Grids Department, Warsaw-Katowice 1986.

9. Rakowska A., Grzybowski A., 15 lat napowietrznych linii izolowanych [15 years of insulated overhead power lines] [online], Poznan University of Technology, http://www.stelen.home.pl/gfx/aktual-nosci/referat_04.pdf.

10. Szpyra W. et al., Problemy rozwoju i eksploatacji sieci dystrybucyjnych [Problems of distribution grid development and operation], Seminar of the Power Engineering Department of the Technical University of Gdańsk, Rekowo 2011.

11. EN 5046-1, Three phase oil immersed distribution transformers 50 Hz, from 50 kVA to 2500 kVA with highest voltage equipment not exceeding 36 kV, Part 1, General requirements, Cenelec 2005.

12. Bartodziej G., Tomaszewski M., Polityka energetyczna i bezpieczeństwo energetyczne [Energy policy and energy security], Federation of Scientifi c and Technical Associations Energy and The Environment, Warsaw 2008.

Zbigniew Lubośny

Gdańsk University of Technology

e-mail: [email protected]

A graduate of the Technical University of Gdańsk. Since 2004 a professor of engineering at his alma mater. His areas of interest include mathematical modelling, power

system stability, power system control, use of artifi cial intelligence application in power system control, and modelling and control of wind turbines. Editor in Chief of

Acta Energetica.

Jacek Klucznik

Gdańsk University of Technology

e-mail: [email protected]

Graduated as Master of Engineering from the Faculty of Electrical and Control Engineering at Gdańsk University of Technology (1999). Five years later he obtained his

Ph.D. An assistant professor at the Power Engineering Department of Gdańsk University of Technology. His areas of interest include control systems for generators and

turbines, wind power generation, and power system automatic protections.


61

Paradygmat do tworzenia planów rozwoju sieci dystrybucyjnej WN, SN, nN

AutorzyZbigniew LubośnyJacek Klucznik

Słowa kluczoweproblemy rozwoju, sieć dystrybucyjna, bezpieczeństwo energetyczne

StreszczenieW literaturze, w tym odnoszącej się do przedsiębiorstw działających w sektorze energetyki (i elektroenergetyki), znaleźć można pojęcie paradygmatu funkcjonowania tych organizacji. W artykule omówiono pojęcie paradygmatu, z ukierunkowaniem na para-dygmat planowania rozwoju sieci elektroenergetycznych. Na tym tle przedstawiono zagadnienia związane z bezpieczeństwem energetycznym oraz kierunkami i problemami rozwoju systemów elektroenergetycznych. Zaproponowano nowy paradygmat planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej. Paradygmat ten jest propozycją autorów artykułu.

1. Paradygmat 1.1. Definicja1 Słowo „paradygmat” jest używane w nauce do opisywania różnych pojęć. Pochodzi z języka greckiego od słów: παράδειγμα [gr. paradeigma] – wzór, przykład; παραδείκνυμι [gr. paradeiknumi] – wykazywać, reprezen-tować, wystawiać; παρά [gr. para] – obok, poza + δείκνυμι [gr. deiknumi] – pokazać, wskazać.Słowo παράδειγμα (paradeigma) zostało po raz pierwszy użyte w greckim tekście, w dialogach Platona (Timaios [28A]), jako model lub wzór, który Demiurg (bóg) użył do stworzenia kosmosu.W słowniku „Merriam-Webster” z 1900 roku termin ten miał odniesienie tylko do gramatyki lub retoryki. Obecnie słownik ten definiuje paradygmat jako „filozoficzne i teoretyczne ramy szkoły naukowej lub dyscypliny, których teorie, prawa i uogól-nienia oraz eksperymenty przeprowadzone na ich poparcie są szeroko formułowane”. Pewną modyfikację, a zarazem odświe-żenie pojęcia „paradygmat”, wprowadził filozof Thomas Kuhn w książce „Struktura rewolucji naukowych” (ang. „The Structure of Scientific Revolutions”), opublikowanej w 1962 roku. Według Kuhna „paradygmat to zbiór pojęć i teorii tworzących podstawy danej nauki” lub inaczej – „to zbiór poglądów podzielanych przez naukowców, zestaw porozumień o pojmowaniu zagadnień”.Paradygmat w filozoficznej teorii poznania i metodologii definiuje się natomiast jako ogólnie uznane osiągnięcie naukowe, które dostarcza modelowych rozwiązań w danej dziedzinie nauki, mogące też pociągać za sobą modelowe rozwiązania w dziedzinach pokrewnych i stawać się istotnym składni-kiem poglądu na świat.Z kolei według „Encyklopedii PWN” para-dygmat to ogólnie uznane osiągnięcie naukowe (teoria naukowa), które w pewnym okresie dostarcza modelowych rozwiązań w danej dziedzinie nauki.Przykładami paradygmatów są np.: system Kopernikański, tj. teoria heliocentryczna, mechanika Newtona oraz teoria względ-ności Einsteina.

Teorii i pojęć tworzących paradygmat raczej się nie kwestionuje, przynajmniej do czasu, kiedy paradygmat jest twórczy poznawczo, tzn. gdy za jego pomocą można tworzyć teorie szczegółowe, zgodne z danymi doświadczalnymi (ewentualnie danymi historycznymi), którymi zajmuje się dana nauka.Paradygmat charakteryzuje się następują-cymi cechami (odróżniającymi paradygmat od dogmatu):• Nie jest on dany raz na zawsze, lecz jest

przyjęty na zasadzie konsensusu przez większość badaczy. Dla badaczy istotna jest tu zgodność paradygmatu z dotych-czasową wiedzą, a w tym spełnienie przez paradygmat wielu warunków, np. w zakresie istniejących dowodów nauko-wych doświadczalnych.

• Może okresowo ulec zasadniczym przemianom prowadzącym do głębo-kich zmian w nauce. Mamy wówczas do czynienia z tzw. rewolucją naukową.

• Podważa sens absolutnej słuszności. Pojęcie „absolutnej słuszności” nie ma charakteru naukowego.

Dobry paradygmat powinien:• być spójny logicznie i pojęciowo• być jak najprostszy i zawierać tylko te

pojęcia oraz teorie, które są dla danej nauki rzeczywiście niezbędne

• dawać możliwość tworzenia teorii szcze-gółowych zgodnych ze znanymi faktami.

1.2. Paradygmat w nauceJak wynika z powyższych definicji, pojęcie paradygmatu jest definicją dość ogólną. Paradygmat w nauce w ogólności jest „tworem formalnym”, który można i należy traktować w istocie jako pozytywny, ponieważ pozwala koncentrować siły i środki (zasoby) na swojej centralnej idei. A to z kolei potencjalnie pozwala na przy-spieszanie rozwoju nauki w danym zakresie, tj. w zakresie centralnym dla paradygmatu. Jednak oprócz pozytywów związanych z istnieniem paradygmatu zwraca się uwagę na pewne jego cechy, które mogą prowadzić

do ograniczenia, ewentualnie spowolnienia rozwoju dziedziny nauki, którą dany para-dygmat obejmuje. Otóż raz stworzony i przyjęty paradygmat może być, i zazwyczaj jest, uwiarygadniany przez swego rodzaju współdziałanie i współistnienie następu-jących czynników: ludzi, organizacji oraz instytucji, niekoniecznie merytorycznie związanych z nauką lub techniką. Można do nich zaliczyć:• profesjonalne organizacje społeczne

i zawodowe legitymujące paradygmat• charyzmatycznych liderów wprowadzają-

cych, a przede wszystkim uzasadniających istotność paradygmatu

• czasopisma podtrzymujące znaczenie paradygmatu w swoich publikacjach

• agencje rządowe uwiarygodniające para-dygmat poprzez swoje działania

• edukatorów propagujących idee para-dygmatu przez system nauki, w którym operują np. szkoły

• konferencje naukowe skupiające się na problemach centralnych dla danego paradygmatu

• media elektroniczne uwydatniające korzyści wynikające z podejmowania działań zgodnych z paradygmatem i równocześnie (lub ewentualnie) stra-szące negatywnymi skutkami niepodej-mowania takich działań dla różnych sfer działalności ludzkiej, np. ostatnio dla środowiska

• fundusze działające na rzecz rozwoju dziedzin związanych z danym paradyg-matem, a w tym zajmujące się finanso-waniem badań związanych z ideą danego paradygmatu

• laicy w danej dziedzinie nauki lub tech-niki oraz osoby grupujące się wokół laików w danej dziedzinie, będących osobami publicznymi, mających uznanie społeczne, którzy bezkrytycznie przyj-mują idee paradygmatu (wierzą w idee paradygmatu).

Przykładem powyższych tez może być tzw. problem globalnego ocieplenia i koniecz-ność realizacji działań mających na celu ograniczenie bądź eliminację powyższego

1 Treści zawarte w niniejszym rozdziale pochodzą z „Encyklopedii PWN” i Wikipedii.

Z. Lubośny, J. Klucznik | Acta Energetica 4/13 (2012) | translation 42–60

PL

This is a supporting translation of the original text published in this issue of “Acta Energetica” on pages 42–60. When referring to the article please refer to the original text.

62

efektu (jeżeli rzeczywiście ma on miejsce), a w tym redukcja emisji CO2, składowanie CO2 (CCS) itp. Wpływ wymienionych czynników doprowadził do stanu mental-nego społeczeństwa, w którym twierdzenia sprzeczne z obowiązującą teorią globalnego ocieplenia spychane są na margines meryto-rycznej dyskusji. Praktycznie są one elimi-nowane lub blokowane.

Działania wymienionych powyżej czyn-ników stymulują prace w ramach para-dygmatu (w sensie finansowym, organiza-cyjnym, prawnym i naukowym), redukując i ewentualnie tłumiąc działania charaktery-zujące się innym spojrzeniem na problem. Taki stan nazywany jest paraliżem paradyg-matu i oznacza on praktyczną niemożność (ew. ograniczoną szansę) spojrzenia poza obowiązujący sposób myślenia i postrze-gania zjawisk.Paraliż paradygmatu wynika z twierdzenia (Kuhn i inni): „że typowi naukowcy nie są obiektywnymi i niezależnymi myślicielami, a są konserwatystami, którzy godzą się z tym, czego ich nauczono i stosują tę naukę (wiedzę) do rozwiązywania problemów zgodnie z dyktatem wyuczonej przez nich teorii. Większość z naukowców w istocie jedynie składa układanki, celując w odkry-waniu tego, co i tak już jest im znane. Twierdzi się tu, że naukowcy mają tendencję do ignorowania odkryć badawczych, które mogą zagrażać istniejącemu paradygma-towi i spowodować rozwój nowego, konku-rencyjnego paradygmatu. Tym samym stwierdza się, że w trakcie rozwoju nauki nowości wprowadzane są z trudem i z towa-rzyszącym mu, zgodnym z oczekiwaniami, jawnym oporem”.Równocześnie jednak stwierdza się, że „tylko młodzi uczeni, nie tak głęboko indoktryno-wani przez uznane teorie, mogą dokonać odrzucenia starego paradygmatu”. Jako przykłady naukowców, którzy ewidentnie

i radykalnie zmienili nasze postrzeganie świata, podaje się Newtona, Lavoisiera i Einsteina.

Zatem, pomimo swego rodzaju konserwa-tyzmu paradygmatu, rozwój nauki poprzez przekraczanie jego granic jest możliwy i ma miejsce. Tym samym, niejako wbrew wcześniej-szym tezom, można stwierdzić, że jest to typowa droga rozwojowa dojrzałej nauki. Polega ona na kolejnym przechodzeniu w procesie „rewo-lucji” od jednego do innego paradygmatu. Gdy ma miejsce zmiana paradygmatu, „świat naukowy zmienia się jakościowo i jest jako-ściowo wzbogacany przez fundamentalnie nowe zarówno fakty, jak i teorie”.Powyższe spostrzeżenie Kuhn formułuje następująco: „Nauka nie jest jednostajnym, kumulatywnym pozyskiwaniem wiedzy. Zamiast tego nauka jest serią spokojnych okresów przerywanych przez gwałtowne intelektualne rewolucje, po których jeden koncepcyjny światopogląd jest zamieniany przez inny. Żadna nauka przyrodnicza nie może być wyjaśniana bez zastosowania sple-cionych teoretycznych i metodologicznych poglądów pozwalających na wybór, ocenę i krytykę”. Rewolucje naukowe związane w istocie ze zmianą paradygmatu następują „po długich okresach funkcjonowania nauki instytucjonalnej, tradycyjnie ograniczonej ramami, w których musiała się ona [nauka] znajdować i zajmować się badaniami, zanim mogła te ramy zniszczyć”.Twierdzi się również, że kryzys nauki insty-tucjonalnej i tym samym kryzys obowiązu-jącego paradygmatu „zawsze niejawnie tai się w badaniach, ponieważ każdy problem, który nauka instytucjonalna postrzega jako łamigłówkę, może być ujrzany z innej perspektywy jako sprzeczność (wyłom)” i tym samym jako źródło kryzysu. Źródło kryzysu, ale równocześnie jako element postępu i rozwoju nauki.

1.3. Paradygmat w ekonomiiWe współczesnej ekonomii szczególnie popularne są dwa paradygmaty, które wyrosły z ekonomii klasycznej (rys. 1):

• keynesowski – „podkreślający cykliczną niestabilność gospodarki pozosta-wionej mechanizmowi rynkowemu oraz tendencję do wzrostu inflacji i bezrobocia. Staje się to podstawą do formułowania aktywnej polityki gospodarczej państwa, której celem miałoby być zapobieganie lub łagodzenie skutków niekorzystnych zjawisk gospodarczych. Kluczową rolę w stabilizowaniu gospodarki przypisuje popytowi globalnemu, który wyznacza poziom podaży produkcji, a co za tym idzie zatrudnienia. W ramach tego para-dygmatu rozwija się wiele szkół makro-ekonomicznych, jak keynesizm, postkey-nesizm i neokeynesizm”

• neoklasyczny – nawiązujący do ekonomii klasycznej. „Jako główną tezę prezentuje pogląd, że mechanizm rynkowy prowadzi do optymalnej alokacji zasobów, w tym pełnego zatrudnienia. Rolę regulatora procesów gospodarczych pozostawia rynkowi, tym samym odrzucając koniecz-ność głębokiej interwencji państwa w gospodarkę. Wiodącymi szkołami rozwijającymi się w ramach paradyg-matu neoklasycznego są monetaryzm oraz ekonomia neoklasyczna. Starają się one budować koncepcje makroekono-miczne bazujące na klasycznej analizie mikroekonomicznej.”

Do innych paradygmatów współczesnej ekonomii należą: strukturalistyczny, moder-nizacyjny, zależności oraz polityki gospo-darczej krajów rozwijających się.Względnie nowym nurtem w ekonomii jest ekonomia ekologiczna, która wyrosła na gruncie krytyki ekonomii neoklasycznej. Ekonomia ekologiczna jest nauką analizującą

Neoinstytucjo-nalne państwo

Neomerkantyli-styczna konc.

państwa

Neomerkantyli-styczny nurt

ekonomii

Szkoła narodowa

i historyczna

Merkantylizm

Neoliberalne koncepcje państwa

Nowa ekonomia dobrobytu

Konwencjonalna ekonomia

neoklasyczna

Ekonomia klasyczna

Instytucjonalizm konwencjonalnyKeynesizm

Neokeynesizm Neoinstytucjo-nalizm

Ortodoksyjna teoria rozwoju

Keynesowski paradygmat

państwa

Alternatywne wizje państwa

Państwo a

rozwój

i zależność

Katolicka koncepcja państwa

Klasyczny marksizm

Koncepcje tradycyjnego solidaryzmu społecznego

Neomarksizm

Konwencjonalna ekonomia

marks- lenin.

Państwo a regulacja

Szkoła zależności

Współczesny solidaryzm społeczny

Marksistowsko -lenin. konc.

państwa

Koncepcja państwa

Współczesnaekonomia

Tradycyjna ekonomia

Rys. 1. Główne kierunki współczesnej ekonomii


Bezpośrednie, silne związki i powinowactwaOznaczenia: Pośrednie, słabsze związki i pokrewieństwa

63

i opisującą procesy gospodarcze, społeczne i ekologiczne, będące podstawą realizacji zrównoważonego rozwoju. Ekonomia ekologiczna odwołuje się do ekologicznego paradygmatu ekonomii i stoi w opozycji do ekonomii środowiska i zasobów natural-nych opierającej się na paradygmacie ekono-mizacji środowiska.Ekonomia ekologiczna jako wielodyscypli-narna dziedzina nauki czerpie m.in. z takich dziedzin jak: ekonomia, ekologia, urbani-styka, demografia, planowanie przestrzenne.Podstawowymi kategoriami ekonomii ekologicznej są:• kapitał naturalny (przyrodniczy)• sprawiedliwość wewnątrzpokoleniowa,

międzypokoleniowa i międzygatunkowa• trwałość (samopodtrzymywanie się, ang.

sustainablity)• efekty zewnętrzne.

Analizując politykę Unii Europejskiej (ale też części innych krajów świata), w tym formu-łowaną poprzez akty prawne (przedstawione dla sfery energetyki w rozdziale 2), można stwierdzić, że ekonomia ekologiczna i tym samym paradygmat ekologiczny są obowią-zującymi w krajach Unii Europejskiej i tym samym w Polsce.

1.4. Paradygmat w techniceJak wiadomo, nie sposób rozważać rozwoju techniki bez korelacji z ekonomią, ponieważ nowe rozwiązania techniczne niespełniające szeroko pojętych wymogów ekonomii nie stają się (nie stały się) utylitar-nymi2. Historycy nauki rozdzielają jednak rozwój techniki i ekonomii. Twierdzą oni, że zmiany paradygmatu w technice, tech-nologii i gospodarce następowały i nastę-pują szybciej niż w naukach społecznych. Paradygmaty wiąże się tu często z rozwojem techniki i technologii. Przykładem może być klasyfikacja paradygmatów ujęta w sensie historycznym, a zaproponowana przez R. Edwarda Freemana. Definiuje on

następujące paradygmaty w technologii i gospodarce:1. paradygmat sił przyrody (w szczególności

mięśni ludzkich, zwierzęcych, a później wiatru i wody)

2. paradygmat siły parowej (od XVII wieku)3. paradygmat siły elektrycznej (od XIX

wieku)4. paradygmat masowej produkcji5. paradygmat technologii informacyjnych6. paradygmat rozwoju przyjaznego

środowisku.

Freeman wskazuje przy tym paradygmat szósty jako przyszłościowy. W pewnym sensie można stwierdzić, że paradygmat ten jest już paradygmatem funkcjonującym (obowiązującym).Z jednej strony powyższa klasyfikacja jest jedną z bardziej ogólnych i tym samym wydaje się, że jest ona odległa od elektro-energetyki czy też energetyki. Można stwier-dzić, że i tak, i nie. Oznacza to, że przy-kładowo paradygmat, według którego funkcjonuje elektroenergetyka, to w istocie paradygmat „siły elektrycznej”, ale równo-cześnie jest to paradygmat „technologii informacyjnych”, a także – w ostatnich latach – jest to paradygmat „rozwoju przyjaznego środowisku”. Z drugiej strony tworzy się, przynajmniej w warstwie werbalnej, chociaż czasem (a nawet często) również realnej, para-dygmat (lub paradygmaty) blisko zwią-zane z obszarem funkcjonowania danego podmiotu lub danej dziedziny techniki. Przykładem w sferze energetyki może być tu tzw. paradygmat bezpieczeństwa energetycz-nego. Paradygmat ten można rozumieć jako sposób działania podmiotu mający na celu zapewnienie, utrzymanie, uzyskanie lub ewentualnie dojście do stanu określanego jako stan bezpieczeństwa energetycznego.Czy tak zdefiniowane i realizowane przez dany podmiot zadanie, czy też sposób funkcjonowania, można określić jako

paradygmat? Traktując literalnie definicje przedstawione w rozdziale 1.1, mówiące przykładowo o „zbiorze pojęć i teorii tworzących podstawy danej nauki”, raczej nie. Z drugiej strony pojęcie paradygmatu zakorzeniło się w piśmiennictwie tech-nicznym (i nie tylko) i w świadomości podmiotów gospodarczych, zmieniając, poszerzając, a de facto dewaluując swoje oryginalne znaczenie. W pewnym sensie stało się ono elementem promocji pewnych działań realizowanych przez podmioty. Hasłem kluczem (ale czy paradygmatem?) jest ekologia (ochrona środowiska).Można stwierdzić, że liczba tzw. para-dygmatów artykułowanych przez różne podmioty operujące w różnych dziedzi-nach techniki, technologii, gospodarki jest obecnie duża.

1.5. Paradygmat rozwoju sieci OSD EnergaSystem energetyczny jest obiektem skła-dającym się z systemu elektroenerge-tycznego oraz systemu paliw (rys. 2). We współczesnych systemach energetycznych podstawowy system paliw stanowią paliwa kopalne, takie jak: węgiel, gaz ziemny i ropa naftowa oraz woda (system wodny), a także paliwa jądrowe. Stosunkowo nowymi elementami systemu paliw są – nieprzed-stawione na rysunku – słońce i wiatr, a także, obecnie na mniejszą skalę, ciepło ziemi (zasoby geotermalne) oraz biopaliwa (biogaz i biomasa).

W systemie elektroenergetycznym, w sensie technicznym, wyróżnić można trzy podstawowe elementy: źródła energii (elektrownie), sieci elektroenergetyczne oraz odbiorców. Z własnościowego punktu widzenia można wyróżnić tu odbiorców, elektrownie, spółki dystrybucyjne oraz operatorów sieci: przesyłowej (OSP) i rozdzielczych (OSD). Operatorzy sieci rozdzielczych

parowe siecielektryczne:-przesyłowe-rozdzielcze

energiielektrycznej

energiicieplnejciepłowniczeelektro-

ciepłownie

wodne

jądrowe

Elektrownie OdbiorcySieci

System elektroenergetyczny

System ciepłowniczy

paliwa jądrowe

System hydro-energetyczny

Systempaliw

Rys. 2. Struktura systemu elektroenergetycznego

2 Obecnie stwierdzenie to może budzić kontrowersje.


64

i przesyłowych czasami bywają również właścicielami sieci, którymi sterują (zarzą-dzają). Zdarza się, że występuje również współwłasność źródeł energii i sieci elektroenergetycznych.

Wymagania i odpowiedzialność w powyżej wymienionych grupach podmiotów można określić następująco:

1. OdbiorcyWymagania• Odbiorcy wymagają bezprzerwowego

dostępu do energii elektrycznej o okre-ślonych parametrach jakościowych, tj. poziomie napięcia, wartości częstotli-wości oraz odpowiednio niskiej zawar-tości harmonicznych napięcia.

• Odbiorcy wymagają również utrzymania cen energii na niezmiennym poziomie, w odpowiednio długich okresach czasu lub ewentualnie akceptowalnego małego wzrostu.

OdpowiedzialnośćW tej grupie podmiotów odpowiedzialność za rozwój i bezpieczeństwo systemu elektro-energetycznego praktycznie nie występuje.

2. Źródła energii (elektrownie)Wymagania• Elektrownie, rozumiane jako właści-

ciele, są zainteresowane bezprzerwowym dostępem do sieci elektroenergetycznej.

• Elektrownie zainteresowane są brakiem ograniczeń co do wartości mocy, jaką mogą wprowadzać do sieci elektroenerge-tycznej w czasie.

Powyższe wymagania wynikają z celu reali-zowanego przez źródła energii, który można określić jako maksymalizację efektu finanso-wego prowadzonej działalności.OdpowiedzialnośćFormalnie, pomijając świadomość niezbęd-ności współistnienia (częściej występują-cego w przypadku źródeł systemowych niż małych, rozproszonych źródeł energii), brak odpowiedzialności za rozwój i bezpieczeń-stwo systemu elektroenergetycznego.

3. Operator systemu przesyłowegoOdpowiedzialnośćOperatorzy systemów przesyłowych (w KSE jeden operator) są praktycznie jedynymi podmiotami, które formalnie są odpo-wiedzialne za właściwą, tj. bezpieczną pracę systemów elektroenergetycznych. Odpowiedzialność ta wynika wprost z Prawa energetycznego z art. 9c, ust. 2 (Prawo ener-getyczne, 11.08.2011):„Operator systemu przesyłowego elektro-energetycznego lub systemu połączonego elektroenergetycznego w zakresie systemu przesyłowego, stosując obiektywne i przej-rzyste zasady zapewniające równe trakto-wanie użytkowników tych systemów oraz uwzględniając wymogi ochrony środowiska, jest odpowiedzialny za:• bezpieczeństwo dostarczania energii

elektrycznej poprzez zapewnienie bezpie-czeństwa funkcjonowania systemu elek-troenergetycznego i odpowiedniej zdol-ności przesyłowej w sieci przesyłowej elektroenergetycznej (1);

• zapewnienie długoterminowej zdolności systemu elektroenergetycznego w celu zaspokajania uzasadnionych potrzeb w zakresie przesyłania energii elektrycznej w obrocie krajowym i transgranicznym,

w tym w zakresie rozbudowy sieci prze-syłowej, a tam gdzie ma to zastosowanie, rozbudowy połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi (4);

• opracowywanie prognoz zapotrzebo-wania na energię elektryczną i moc w systemie elektroenergetycznym (16);

• określanie potrzeb rozwoju sieci przesy-łowej i połączeń międzysystemowych, a także w zakresie budowy nowych źródeł wytwarzania energii elektrycznej (17);

• utrzymanie odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa pracy sieci przesyłowej elektroenergetycznej (18)”.

4. Operator systemu dystrybucyjnegoOdpowiedzialnośćZbliżona jest do odpowiedzialności operatora systemu przesyłowego. Odpowiedzialność ta wynika wprost z Prawa energetycznego z art. 9c, ust. 3:„Operator systemu dystrybucyjnego lub systemu połączonego elektroenergetycz-nego w zakresie systemów dystrybucyjnych, stosując obiektywne i przejrzyste zasady zapewniające równe traktowanie użytkow-ników tych systemów oraz uwzględniając wymogi ochrony środowiska, jest odpowie-dzialny za:• prowadzenie ruchu sieciowego w sieci

dystrybucyjnej w sposób efektywny, z zachowaniem wymaganej niezawodności dostarczania energii elektrycznej i jakości jej dostarczania oraz we współpracy z opera-torem systemu przesyłowego elektroenerge-tycznego, w obszarze koordynowanej sieci 110 kV (1);

• eksploatację, konserwację i remonty sieci dystrybucyjnej w sposób gwarantujący niezawodność funkcjonowania systemu dystrybucyjnego (2);

• zapewnienie rozbudowy sieci dystrybu-cyjnej, a tam gdzie ma to zastosowanie, rozbudowy połączeń międzysystemowych w obszarze swego działania (3);

• współpracę z innymi operatorami systemów elektroenergetycznych lub przedsiębiorstwami energetycznymi w celu zapewnienia spójności działania systemów elektroenergetycznych i skoor-dynowania ich rozwoju, a także niezawod-nego oraz efektywnego funkcjonowania tych systemów (4);

• utrzymanie odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa pracy sieci dystrybu-cyjnej elektroenergetycznej oraz współ-pracę z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub systemu połą-czonego elektroenergetycznego w utrzy-maniu odpowiedniego poziomu bezpie-czeństwa pracy koordynowanej sieci 110 kV (14)”.

A także z art. 9c, ust. 6: „Operator systemu elektroenergetycznego, w obszarze swojego działania, jest obowiązany zapewnić wszystkim podmiotom pierwszeństwo w świadczeniu usług przesyłania energii elektrycznej wytworzonej w odnawial-nych źródłach energii oraz w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, z zachowaniem niezawodności i bezpieczeństwa krajowego systemu elektroenergetycznego”.

Jak wynika z powyższego, funkcjono-wanie systemów elektroenergetycznych związane jest z zapewnieniem bezpieczeń-stwa energetycznego (elektroenergetycz-nego). Powyższe zapisy prawne w okresie

od momentu ich sformułowania, tj. po zmianie ustroju w Polsce, nie ulegały zasad-niczym zmianom. Nastąpiło tylko położenie pewnych akcentów na zagadnienia ekolo-giczne (środowiskowe). Można zatem stwierdzić, że w przeszłości systemy elektroenergetyczne funkcjonowały (a część funkcjonuje nadal), opierając się na paradygmacie bezpieczeństwa energe-tycznego (elektroenergetycznego). Chociaż nie zawsze wymóg zapewnienia bezpie-czeństwa energetycznego był określany paradygmatem. Obecnie obowiązującym paradygmatem planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej, co potwierdza również informacja pozyskana od OSD Energa, jest bezpieczeństwo ener-getyczne przyłączonych lub planowanych do przyłączenia do sieci elektroenerge-tycznej podmiotów.

2. Bezpieczeństwo energetycznePodstawą dla energetyki jest ustawa Prawo energetyczne. Ustawa określa zasady kształ-towania polityki energetycznej państwa, zasady i warunki zaopatrzenia i użytkowania paliw i energii, w tym ciepła, oraz dzia-łalności przedsiębiorstw energetycznych, a także określa organy właściwe w sprawach gospodarki paliwami i energią.Celem ustawy jest tworzenie warunków do zrównoważonego rozwoju kraju, zapew-nienia bezpieczeństwa energetycznego, oszczędnego i racjonalnego użytkowania paliw i energii, rozwoju konkurencji, prze-ciwdziałania negatywnym skutkom natural-nych monopoli, uwzględniania wymogów ochrony środowiska, zobowiązań wynika-jących z umów międzynarodowych oraz równoważenia interesów przedsiębiorstw energetycznych i odbiorców paliw i energii.

Według definicji zawartej w [3] bezpieczeń-stwo energetyczne obejmuje sferę racjona-lizacji pozyskiwania i użytkowania energii oraz jej dostawy na wszystkie trzy rynki końcowe: na rynek energii elektrycznej, rynek ciepła oraz rynek paliw płynnych. Jest to definicja zgodna z zawartą w [2], określa-jącą bezpieczeństwo energetyczne jako stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżą-cego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska.Z kolei bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej [2] definiuje się jako zdolność systemu elektroenergetycznego do zapew-nienia bezpieczeństwa pracy sieci elektro-energetycznej oraz równoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowa-niem na tę energię. Tym samym bezpie-czeństwo dostaw energii elektrycznej [3] do odbiorców końcowych to bezpieczeń-stwo (niezawodność zasilania, jakość energii elektrycznej) rozpatrywane w perspek-tywie indywidualnego odbiorcy (w kontek-ście indywidualnych praw i obowiązków odbiorcy oraz możliwości jego wpływania na to bezpieczeństwo, a także preferencji czasowych dotyczących własnego ryzyka utraty bezpieczeństwa).W pracy [3] definiuje się również rynkowe bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych oraz określa się mechanizmy i narzędzia zarządzania bezpieczeństwem.


65

Bezpieczeństwo rynkowe dostaw energii elektrycznej do odbiorców końcowych jest zarządzane za pomocą mechanizmów rynkowych (płynnych rynków: usług systemowych, energii elektrycznej oraz inwestycyjnego w segmencie energetyki rozproszonej), z wykorzystaniem zasobów uniwersalizującej się energetyki rozpro-szonej. Ponadto jest to bezpieczeństwo zarządzane z wykorzystaniem produktów rynkowego systemu ubezpieczeń.

Jako rynkowe mechanizmy i narzędzia zarządzania bezpieczeństwem elektroener-getycznym wskazuje się tu:• zdolność technologii do odpowiedzi

na sygnały rynkowe• koszty referencyjne• mechanizmy wielotowarowe na rynku

energii elektrycznej• poziom płynności rynków• zdolność systemu regulacyjnego/praw-

nego (w tym podatkowego) do odpo-wiedzi na sygnały rynkowe

• zdolność gmin do reagowania w sytu-acjach kryzysowych w zakresie dostaw energii elektrycznej

• zdolność odbiorców do odpowiedzi na sygnały rynkowe, w tym na utratę bezpieczeństwa energetycznego

• podatność niezależnych inwestorów do inwestowania w elektroenergetyce.

Równocześnie, oprócz bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, ustawodawca definiuje bezpieczeństwo pracy sieci elek-troenergetycznej jako nieprzerwaną pracę sieci elektroenergetycznej, a także spełnianie wymagań w zakresie parametrów jako-ściowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi odbiorców, w tym dopuszczalnych przerw w dostawach energii elektrycznej dla odbiorców końcowych, w możliwych do przewidzenia warunkach pracy sieci.Uwzględniając zawarty w definicji [2] bezpieczeństwa energetycznego element środowiskowy, bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej można również okre-ślić [3] jako dostępność energii w każdym czasie, w różnych formach, w wystarczającej ilości i po możliwie najniższej (optymalnej) cenie, przy zachowaniu warunków ochrony środowiska.Tym samym można mówić o bezpieczeń-stwie energetyczno-ekologicznym, definio-wanym jako bezpieczeństwo energetyczne, którego koszt uwzględnia spełnienie norma-tywnych wymagań ochrony środowiska [3].

W literaturze przedmiotu występuje również pojęcie bezpieczeństwa elektroenergetycz-nego. Bezpieczeństwo elektroenergetyczne [3] obejmuje dostawę energii elektrycznej oraz sferę racjonalizacji jej użytkowania i uwzględnia koszt spełnienia norma-tywnych wymagań ochrony środowiska (w obszarach: wytwórczym i sieciowym), w tym normatywnych wymagań dotyczą-cych bezpieczeństwa ludzi oraz funkcjo-nowania infrastruktury krytycznej (m.in. systemu zaopatrzenia w energię i paliwa).Rozważając bezpieczeństwo energetyczne, wyróżnia się, poza technicznym aspektem bezpieczeństwa, następujące aspekty:

• Aspekt ekonomiczny bezpieczeństwa – sprowadzający się przede wszystkim do zapewnienia akceptowalnej przez odbiorców końcowych ceny użytecz-nych nośników energii, określonych w umowach cywilnoprawnych lub w tary-fach. Obecnie cena ta uwzględnia również koszt bezpieczeństwa dostaw energii.

• Aspekt ekologiczny bezpieczeństwa – wiążący się z troską o zachowanie w nale-żytym stanie środowiska naturalnego dla przyszłych pokoleń i wymagający speł-nienia odpowiednich standardów i zobo-wiązań ekologicznych.

Wskazuje się również na zagrożenia bezpie-czeństwa [12], wśród nich rozróżnia się zagrożenia bezpośrednie i pośrednie. Do zagrożeń bezpośrednich zalicza się:• Zmienność zapotrzebowania mocy:

– zmienność przewidywalną, zależną od rozwoju gospodarki i poziomu konsumpcji, realizowaną w dłuższych okresach czasu

– zmienność losową, zależną od zmiany pogody czy nieoczekiwanych zdarzeń o różnym charakterze, np. awarii, reali-zowaną w krótkich okresach czasu.

• Zdarzenia zewnętrzne ze strony środo-wiska, o charakterze losowym, np. wyła-dowania atmosferyczne, burze, powodzie, susze lub mrozy, wpływające na pracę źródeł i sieci.

• Agresje zewnętrzne różnego rodzaju: sabotaż, terroryzm, itp.

• Błędy ludzi popełniane na wszelkich poziomach, przy wszystkich rodzajach czynności dotyczących systemu elek-troenergetycznego, od fazy planowania do eksploatacji.

Zagrożenia pośrednie mogą wystąpić w trzech obszarach: polityki i ekonomii, techniki (struktury i parametrów systemu) oraz eksploatacji i zarządzania.W sferze polityki i ekonomii wyróżnia się następujące zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego3:• Polityka energetyczna państwa nie

uwzględnia wystarczająco różnych potrzeb, wymagań i zagrożeń.

• Polityka państwa prowadzi do utrzymania szerokiej własności państwowej i central-nego zarządzania w sektorze.

• Przedsiębiorstwa elektroenergetyczne nie osiągają przychodów umożliwiają-cych pokrycie wszystkich racjonalnych kosztów i zmuszane są do realizacji funkcji socjalnych.

• Polityka kadrowa w zarządach przedsię-biorstw państwowych podlega nomenkla-turze politycznej.

• Kształcenie personelu w systemach szkol-nictwa nie odpowiada obecnym i przy-szłym potrzebom elektroenergetyki.

• Państwo przyjmuje wymagania i zobo-wiązania dotyczące sektora elektroenerge-tycznego bez tworzenia warunków odpo-wiednich do ich realizacji.

• Występuje brak zainteresowania poli-tyków i administracji państwowej bieżącymi problemami i przyszłością elektroenergetyki.

W sferze struktury i parametrów systemu elektroenergetycznego wyróżnia się następujące zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego:• Nietrafione prognozy zapotrzebowania

na energię elektryczną.• Procesy diagnostyki i odnowy nie odpo-

wiadają potrzebom; brak kompleksowej oceny stopnia zużycia elementów systemu elektroenergetycznego.

• Inwestycje w zakresie źródeł energii elektrycznej i sieci nie obejmują potrzeb wynikających ze zużycia technicznego i moralnego części źródeł, a także zmian w rozmieszczeniu odbiorów.

• Systemy zbierania, przesyłu i przetwa-rzania danych, a także systemy zabez-pieczeń są przestarzałe. Konieczna jest szeroka informatyzacja systemu elektro-energetycznego umożliwiająca identyfi-kację stanu pracy każdego węzła sieci SN, a także warunków technicznych i ekono-micznych przyłączenia.

Występowanie powyższych zagrożeń bezpo-średnich i pośrednich może prowadzić do: • naruszenia wystarczalności i stabilności

systemu elektroenergetycznego• wysokich kosztów energii i utraty

konkurencyjności przedsiębiorstw energetycznych

• pogorszenia jakości energii, m.in. na skutek wzrostu częstości i zasięgu zakłóceń.

3. Kierunki rozwoju systemów elektroenergetycznychW systemach elektroenergetycznych zachodzą obecnie przemiany. Wynikają one z rozwoju źródeł energii elektrycznej, upowszechniania się energoelektroniki (wpływ na odbiory energii, systemy prze-syłu oraz źródła energii) oraz z potencjal-nego rozwoju zasobników energii. Zakładać należy, że przemiany będą się pogłębiać w kolejnych latach.Do problemów, a właściwie zadań, przed którymi staną (stają) współczesne systemy elektroenergetyczne, a dokładniej podmioty działające w obszarze elektroenergetyki (w tym spółki dystrybucyjne oraz opera-torzy systemów przesyłowych i dystrybucyj-nych), należy zaliczyć:1. Sterowanie podsystemem elektroenerge-

tycznym z dużym nasyceniem źródłami rozproszonymi, tzw. sieci inteligentne (Smart Grid), a w tym:

• rozwój sieci informatycznej na szczeblu operatora systemu dystrybucyjnego na potrzeby sterowania źródłami rozpro-szonymi, siecią rozdzielczą i odbiorami (usługa sterowania poborem energii elektrycznej)

• rozwój algorytmów sterowania źródłami rozproszonymi

• rozwój algorytmów sterowania siecią rozdzielczą, w tym w celu eliminacji prze-ciążeń dynamicznych elementów sieci

• rozwój systemów technicznej realizacji usługi sterowania zapotrzebowaniem na energię elektryczną, w tym liczniki energii z komunikacją dwukierunkową

• rozwój elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej w sieciach tego typu

• rozwój nowych układów sieciowych

3 Podano wybrane elementy z pozycji [12]. Niektóre ze stwierdzeń są dyskusyjne.


66

• rozwój systemów WAMS do synchronicz-nego monitoringu dużych obszarów.

2. Technologie zasobnikowe i zastosowania zasobników energii elektrycznej w syste-mach elektroenergetycznych.

3. Samochody elektryczne, a w tym:• rozwój źródeł energii dla samochodów

elektrycznych, tj. akumulatorów i superkondensatorów

• wykorzystanie samochodów elek-trycznych jako rozproszonego zasob-nika energii elektrycznej w systemie elektroenergetycznym

• rozwój sieci stacji na potrzeby ładowania samochodów elektrycznych oraz algo-rytmy ich sterowania, również w przy-padku wykorzystywania samochodów elektrycznych jako rozproszonego zasob-nika energii.

4. Ogniwa paliwowe, a w tym:• rozwój technologii ogniw paliwo-

wych i możliwości ich wykorzystania w systemie elektroenergetycznym

• wykorzystanie ogniw paliwowych jako elementu zasobnika energii

• rozwój układów „kogeneracyjnych” zasobnikowych typu: ogniwo paliwowe + elektrownia wiatrowa, ogniwo paliwowe + źródło fotowoltaiczne oraz innych, np. zastosowania w komunikacji

• rozwój algorytmów sterowania ogni-wami paliwowymi w różnych konfi-guracjach pracy na potrzeby systemu elektroenergetycznego.

5. Obrona i odbudowa systemów elektro-energetycznych, a w tym:

• rozwój automatyki samoczynnego często-tliwościowego odciążania – SCO

• rozwój automatyki samoczynnego napię-ciowego odciążania – SNO

• rozwój rozproszonych autonomicznych układów obrony systemu elektroenerge-tycznego na poziomie odbiorców indy-widualnych, będących odpowiednikami automatyki SCO i SNO systemowych

• rozwój algorytmów sterowania źródłami energii, w tym źródłami rozproszonymi w procesach obrony i odbudowy systemu elektroenergetycznego

• rozwój systemów wydzielania, utrzymy-wania i resynchronizacja wysp w sieciach dystrybucyjnych.

6. Usługi systemowe na poziomie systemów dystrybucyjnych, a w tym:

• operator systemu dystrybucyjnego jako podmiot kontraktujący i koncentrujący usługi systemowe na rynku (w podsys-temie) lokalnym

• operator systemu dystrybucyjnego jako dostawca usług systemowych operatorowi systemu przesyłowego.

7. Integracja sieci elektroenergetycznych i gazowych jako element segmentu bezpieczeństwa energetycznego, a w tym:

• rozwój technologii źródeł gazu i biogazu• rozwój zdolności współpracy sieci elek-

troenergetycznych i gazowych w zakresie pokrywania wahań (okresowego niedo-boru) zapotrzebowania

• rozwój algorytmów zintegrowanego stero-wania sieci gazowej i elektroenergetycznej.

8. Monitorowanie i zarządzanie obciążalno-ścią linii elektroenergetycznych, a w tym:

• rozwój nowych technologii i metod zwiększania przepustowości linii elektroenergetycznych

• rozwój systemów i urządzeń do monito-rowania obciążalności dynamicznej linii elektroenergetycznych

• rozwój systemów komunikacji centrum zarządzania z układami pomiarowymi na liniach elektroenergetycznych

• rozwój algorytmów zarządzania obciąże-niem linii elektroenergetycznych.

9. Wzrost koncentracji zapotrzebo-wania mocy na niewielkich obszarach powodowany:

• instalacjami stacji ładowania samo-chodów elektrycznych

• budową kolei dużych prędkości, która może być zasilana z sieci dystrybucyjnej WN

• budową wielkopowierzchniowych obiektów handlowych i rozrywkowych (hipermarkety, galerie handlowe, hale i stadiony sportowe)

• budową budynków wysokościowych o przeznaczeniu mieszkalno-biurowym.

10. Rozwój sieci prądu stałego, lokowanego co prawda głównie w systemie przesy-łowym, ale (poprzez możliwość stero-wania przepływami mocy) zmieniający warunki pracy sieci dystrybucyjnej WN4. Wśród możliwych ścieżek rozwoju tech-nologii HVDC są:

• łącza prądu stałego do farm wiatrowych dużych mocy, lądowych i morskich

• transgraniczne łącza prądu stałego, współ-praca energetyczna z krajami nadbałtyc-kimi, ale i Rosją, Białorusią i Ukrainą

• budowa sieci wielowęzłowych prądu stałego, tzw. Multi Terminal HVDC

• znaczące zwiększenie udziału prze-kształtników tranzystorowych względem obecnej przewagi układów tyrystorowych

• wykorzystanie układów prądu stałego w zasilaniu wielkich metropolii.

Za prognozowanym rozwojem systemu elek-troenergetycznego, widzianego jako całość, musi postępować rozwój sieci elektrycznej. Wymienione powyżej prawdopodobne kierunki zmian w systemie elektroenerge-tycznym wymuszać będą wprowadzanie zmian w strukturze, sposobie sterowania i eksploatacji sieci dystrybucyjnych WN, SN i nN. Przewidywane zmiany można podzielić, w zależności od horyzontu czasowego ich wprowadzania, na krótkoterminowe, obej-mujące okres najbliższych 3–5 lat, oraz długo-terminowe, których wprowadzenia można się spodziewać w perspektywie 2025 roku lub później. W ocenie autorów pracy, a także na podstawie innych opracowań z dziedziny prognozo-wania rozwoju sieci [1, 4, 5, 6, 7], można sformułować wnioski, że w najbliższej przy-szłości – w horyzoncie krótkoterminowym – nie należy spodziewać się gwałtownych zmian czy rewolucji w budowie i funkcjo-nowaniu sieci. Należy przyjąć, że będzie to raczej powolna ewolucja, a pryncypia funkcjonowania sieci WN, SN i nN będą zbliżone do obecnych. Sytuacja powolnych zmian wymuszana będzie głównie przez kondycję finansową spółek dystrybucyjnych

i spodziewane niewielkie przyrosty mocy i energii pobieranej przez odbiorców. Poniżej przedstawiono najważniejsze prognozowane kierunki rozwoju sieci.

Dla sieci WN• Sieci dystrybucyjne WN będą w znako-

mitej większości budowane jako linie napowietrzne z przewodami nieizolo-wanymi. Większa część linii zostanie przebudowana do temperatury roboczej 80oC, a tylko niewielka część linii pozo-stanie nieprzebudowana, dostosowana, jak obecnie, do temperatury roboczej 40oC. Monitoring temperatury linii i systemy określania bieżącej dopusz-czalnej obciążalności będą stosowane na wybranych odcinkach linii.

• Jedynie w dużych miastach, przy braku innych możliwości, stosowane będą kablowe linie 110 kV bądź wstawki kablowe w liniach napowietrznych.

• Zachowana zostanie typowa struktura słupów linii – jako konstrukcje kratow-nicowe – stalowe, przeznaczone pod linie jedno- i dwutorowe. W nowo budo-wanych liniach pojawią się konstrukcje słupów oparte na żerdziach wirowanych. Linie te będą mogły być budowane jako wielotorowe i wielonapięciowe.

• Automatyka zabezpieczeniowa linii będzie bazowała na zabezpieczeniach podimpedancyjnych, często jeszcze bez łącza komunikacyjnego oraz na zabez-pieczeniach różnicowych dla linii krót-kich. Uzupełniające będą zabezpieczenia zerowoprądowe od zwarć doziemnych. Stosowane będą wyłączniki umożliwia-jące jedynie 3-fazowy SPZ.

• Eksploatowane obecnie stacje WN/SN w układzie H pozostaną jako dominujące.

Dla sieci SN• Sieci rozdzielcze SN będą sieciami

o napięciu znamionowym 15 kV5.• Sieci średniego napięcia będą pracować

w układach otwartych, przy jednocze-snym niedopuszczaniu do pracy równole-głej transformatorów w stacjach zasilają-cych, tak aby ograniczać wartości prądów zwarciowych. Jako standardowe prądy zwarcia dla sieci SN uzasadniony jest stosowany obecnie poziom 12,5 kA.

• W obszarach miejskich i podmiejskich typowym rozwiązaniem będzie sieć kablowa, a w strefach wiejskich – sieć napowietrzna, z niewielkim udziałem kabli.

• Podstawowym układem ciągów liniowych w sieci napowietrznej SN będzie stoso-wany obecnie układ magistralno-odga-łęźny ze stacjami na pojedynczych odcze-pach. Wskazane jest, by magistrala miała możliwość drugostronnego zasilania.

• Podstawowym układem ciągów liniowych w sieci kablowej SN będzie stosowany obecnie układ magistralny. Magistrala będzie miała możliwość drugostronnego zasilania.

• Stacje SN/nN powinny być lokalizowane możliwie blisko środka obciążenia oraz tak, aby możliwe było wyprowadzenie jak największej liczby linii nN.

4 Obecnie nie przewiduje się w Polsce budowy sieci prądu stałego, niemniej jednak w zestawieniu kierunków rozwoju sieci wskazuje się powyższą problematykę, ponieważ jest ona szeroko rozważana w ogólnoświatowych publikacjach.

5 Jest to poziom napięcia przyjęty jako docelowy w koncernie Energa SA. W innych spółkach dystrybucyjnych mogą być stosowane inne poziomy napięcia, np. 20 kV.


67

• Sieci będą pracowały z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor lub jako sieci kompensowane z ograni-czonym prądem zwarcia doziemnego.

• Automatyka zabezpieczeniowa rozdzielni SN będzie oparta na analogowych i cyfro-wych układach EAZ i wyłącznikach w polach odejściowych. Na zabezpie-czenia pól odejściowych będą się składać, jak obecnie: zabezpieczenia nadprądowe bezkierunkowe od zwarć międzyfazowych oraz zabezpieczenia ziemnozwarciowe (zerowoprądowe, zerowoprądowe kierun-kowe, admitancyjne itp.). Transformatory SN/nN zabezpieczane będą w znakomitej większości bezpiecznikami. W sieciach napowietrznych, w wybranych miej-scach będą stosowane łączniki sterowane radiowo. W sieciach kablowych powinny być stosowane rozłączniki w każdej stacji SN/nN, w miarę możliwości zdalnie sterowane.

• Napowietrzne linie w znakomitej więk-szości będą wykonywane jako nieizolo-wane (z przewodami gołymi) oraz jako izolowane lub z izolacją niepełną [9].

• Będzie następowała penetracja sieci przez źródła generacji rozproszonej (elek-trownie wiatrowe, biogazownie itp.).

Dla sieci nN• Dla sieci niskiego napięcia będą stosowane

najczęściej układy otwarte lub w wyjątko-wych sytuacjach tzw. uproszczone sieci zamknięte6, poprawiające warunki napię-ciowe w istniejącej sieci.

• W sieciach napowietrznych nN – nieza-leżnie od rodzaju stosowanych prze-wodów linii: gołe czy izolowane – będzie stosowany układ magistralno-odgałęźny z magistralą zasilaną jednostronnie. Przyłącza i odgałęzienia będą przyłączone bezpośrednio do linii, bez stosowania łączników.

• Dla obszarów wiejskich podstawowym rozwiązaniem będzie sieć z przewodami izolowanymi, zawieszonymi na słupach. Rozwiązanie to będzie wypierało istnie-jące do tej pory sieci napowietrzne z prze-wodami gołymi. W miastach, w zależności od gęstości zabudowy, będą stosowane: kable układane w ziemi lub struktura mieszana, tj. kable i linie napowietrzne z przewodami izolowanymi.

• Sieci będą zabezpieczane bezpiecznikami oraz wyłącznikami współpracującymi z wyzwalaczami elektromagnetycznymi i termobimetalowymi.

Rozwój sieci WN, SN i nN w dłuższej perspektywie czasowej, poza 2025 rok, nie jest określony. Podawaną poniżej wizję rozwoju sieci, mimo jak najlepszych starań i chęci autorów, należy uznać za prawdopo-dobny, ale nie pewny scenariusz rozwoju. U podstaw tego scenariusza leżą przesłanki rozwoju systemu przedstawione na początku niniejszego rozdziału. Wskazują one na możliwość, że sieć dystrybucyjna może przenosić znacznie większe obciążenia niż obecnie, głównie dzięki zamianie zaopatry-wania systemów transportowych z systemu dystrybucji paliw płynnych na sektor

elektroenergetyki. Stawia to przed spółkami dystrybucyjnymi trudne wyzwania, ale i wielkie możliwości. Jak łatwo policzyć – przyjmując średni prze-bieg samochodu osobowego jako 15 tys. km rocznie, spalanie na poziomie 8 litrów na 100 km i obecne ceny paliw – koszty paliwa dla jednego auta to ok. 500 zł na miesiąc. Zastosowanie energii elektrycznej do napędu pojazdów spowoduje, że podobna kwota trafi od każdego posiadacza samochodu elektrycznego do spółki dystrybucyjnej. Oznaczać to może kilkukrotny wzrost wolu-menu sprzedawanej obecnie energii elek-trycznej. Spółki dystrybucyjne mogą bardzo zyskać, o ile z odpowiednim wyprzedzeniem przygotują infrastrukturę sieciową, zdolną dostarczyć właściwe ilości mocy i energii. Przewidywany rozwój sieci w perspektywie długoterminowej może być następujący:

Dla sieci WN• Sieci dystrybucyjne WN w miastach

i na terenach o dużym zapotrzebo-waniu na moc będą budowane jako linie kablowe. Podniesie to ich niezawodność, zwiększy odporność na warunki atmos-feryczne. Jednocześnie redukcji będą ulegały: pole elektryczne i magnetyczne wokół linii, a także niezakłócone pozo-staną walory architektoniczne i krajobra-zowe. Szerokość korytarza, przeznaczo-nego na przeprowadzenie linii, będzie niewielka, co przy dużym zagęszczeniu budownictwa jest niezmiernie istotne.

• Na terenach o rzadkiej zabudowie, na tere-nach wiejskich, leśnych, będą budowane linie napowietrzne z przewodami wysoko-temperaturowymi, wyposażone w systemy określania bieżącej dopuszczalnej obcią-żalności. Często linie będą budowane jako wielotorowe i wielonapięciowe, tak aby w wyznaczonym dla linii korytarzu móc przesyłać jak największą moc.

• Automatyka zabezpieczeniowa linii będzie bazowała na zabezpieczeniach odcinkowych, wykorzystujących pomiary z dwóch końców zabezpieczanej linii (zabezpieczenia różnicowe, porów-nawczo-fazowe). Dla linii napowietrznych stosowane będą wyłączniki umożliwiające 1-fazowy SPZ.

• Eksploatowane obecnie stacje WN/SN na terenach o małym zaludnieniu pozo-staną budowane jako napowietrzne, natomiast na terenach miejskich regułą będą stacje wnętrzowe, z izolacją gazową, często budowane pod ziemią.

• W bardzo dużych aglomeracjach miej-skich sieć WN miasta może być zasilana z linii przesyłowych prądu stałego przez stacje przekształtnikowe7.

• Transformatory WN/SN wyposażane będą w energoelektroniczne przełączniki zaczepów, umożliwiające bardzo szybkie i nielimitowane w sensie liczby przełączeń zmiany przekładni, zapewniając tym samym właściwe poziomy napięcia w sieci SN.

Dla sieci SN• Sieci rozdzielcze SN pozostaną jako pracu-

jące przy napięciu znamionowym 15 kV, lecz zwiększy się ich nasycenie w terenie.

• Część sieci, na terenach o dużym zagęsz-czeniu pobieranej mocy, może pracować jako sieci trwale zamknięte lub zmienia-jące samoczynnie topologię, w zależności od bieżących warunków. Rozwój moni-toringu i systemów sterowania siecią w czasie rzeczywistym pozwoli wyelimi-nować ewentualne problemy z prądami wyrównawczymi i problemy wykrywania zakłóceń.

• Zamykanie sieci i jednoczesny wzrost jej sztywności napięciowej będą skutkowały bez wątpienia wzrostem mocy zwarcio-wych i, co za tym idzie, wzrostem wartości prądów zwarciowych. Przeciwdziałanie temu może być realizowane ogranicza-niem prądów zwarciowych przez wyłącz-niki ultraszybkie i ograniczniki prądów zwarciowych.

• W obszarach miejskich i podmiej-skich typowym rozwiązaniem będzie sieć kablowa, a w strefach wiejskich o niewielkim zagęszczeniu odbiorców – sieć napowietrzna z przewodami izolowa-nymi. Zastosowanie przewodów izolowa-nych praktycznie całkowicie wyeliminuje awarie linii spowodowane przez wiatr i burze, śnieg i szadź na przewodach i drzewach. Zastosowanie przewodów izolowanych znacznie zmniejszy nakłady na okresowe wycinki drzew rosnących wzdłuż linii.

• Podstawowym układem ciągów liniowych w sieci kablowej SN będzie obecnie układ magistralny.

• Stacje SN/nN powinny być lokalizowane możliwie blisko środka obciążenia oraz tak, aby możliwe było wyprowadzenie jak największej liczby linii nN.

• Sieci będą pracowały z punktem neutralnym, uziemionym przez rezy-stor, z ograniczonym prądem zwarcia doziemnego.

• Aut om at y k a z ab e z pi e c z e n i ow a w rozdzielni SN będzie oparta na cyfro-wych układach EAZ i wyłącznikach w polach odejściowych. Na zabezpieczenia pól odejściowych sieci otwartych będą się składać, jak obecnie: zabezpieczenia nadprądowe bezkierunkowe od zwarć międzyfazowych oraz zabezpieczenia ziemnozwarciowe (zerowoprądowe, zerowoprądowe kierunkowe, admitan-cyjne itp.). W przypadku sieci zamknię-tych stosowane mogą być urządzenia centralne, wykorzystujące rozproszone pomiary z sieci i działające selektywnie na wybrane wyłączniki w sieci. Struktura takiego zabezpieczenia odpowiadałaby stosowanym obecnie w rozdzielniach NN i WN zabezpieczeniom szyn, które dzięki znajomości topologii (stany łącz-ników) i pomiarów są w stanie szybko i selektywnie działać, nawet w przypadku bardzo złożonych układów stacji.

• Transformatory SN/nN zabezpieczane będą w znakomitej większości wyłącz-nikami zintegrowanymi z właściwymi zabezpieczeniami.

• W sieciach kablowych i napowietrznych będą stosowane powszechnie łączniki sterowane zdalnie, umożliwiające auto-matyczne wyizolowanie uszkodzonego

6 Układ uproszczonej sieci zamkniętej powstaje, gdy sieć nN zasilana jest z kilku stacji SN/nN, przyłączonych do jednej magistrali SN. Sieci takie mogą być użytkowane na terenie o dużej koncentracji mocy (np. w zakładach przemysłowych), gdy cała sieć należy do jednego podmiotu gospodarczego i gdy sieć jest przystosowana do trudniejszych warunków zwarciowych (większe wartości prądów zwarciowych na skutek pracy równoległej).

7 PSE-Operator nie planuje obecnie budowy sieci prądu stałego do zasilania aglomeracji miejskich.


68

fragmentu sieci po wystąpieniu zakłó-cenia lub zmianę jej topologii, gdy zajdzie taka potrzeba.

• Będzie następowała dalsza penetracja sieci przez źródła generacji rozproszonej (elektrownie wiatrowe, biogazownie itp.).

Dla sieci nN• Dla sieci niskiego napięcia będą stoso-

wane układy otwarte.• Do sieci może zostać przyłączona duża

liczba mikroźródeł generacji rozproszonej. Źródła takie (fotowoltaika, mikroturbiny wiatrowe) przyłączane będą do sieci przez przekształtniki energoelektroniczne.

• Linie będą budowane jako kablowe lub napowietrzne z przewodami izolowa-nymi, w zależności od rodzaju terenu i zagęszczenia odbiorców.

• Sieci będą zabezpieczane bezpiecznikami oraz wyłącznikami współpracującymi z zabezpieczeniami elektronicznymi, włączonymi w układy pomiarowo-decy-zyjne Smart Grid.

Jak wynika z przedstawionych rozważań, zakres działań technicznych, związanych z przemianami w systemach (sieciach) elektroenergetycznych, może być ogromny, co będzie z kolei wymagało bardzo dużych nakładów finansowych. Środki finan-sowe mogą zostać pozyskiwane z bieżącej działalności spółek dystrybucyjnych oraz z funduszy celowych, przeznaczonych na rozwój określonych obszarów sieci (bądź szerzej systemów) elektroenergetycznych.Należy sądzić, że brak dodatkowych środków (spoza bieżącej działalności, tj. z funduszy celowych) dla spółek dystrybucyjnych uniemożliwi lub bardzo istotnie ogra-niczy wymagane (planowane) przemiany w sieciach elektroenergetycznych. W takim bowiem przypadku problem (i zarazem zdolność) rozwoju współczesnych (szcze-gólnie niedoinwestowanych) systemów elektroenergetycznych stanie się de facto problemem optymalizacji wielokryterialnej, w którym ograniczenie społeczne (zezwo-lenie na wzrost ceny energii w celu pokrycia inwestycji w sieci) będzie się jawiło jako podstawowe, a kolejnym będzie (w istocie jest) obowiązujący stan prawny (wymusza-jący praktycznie odbiór całej wyproduko-wanej energii elektrycznej z OZE i równo-cześnie znacząco utrudniający, a czasami wręcz uniemożliwiający budowę nowych linii elektroenergetycznych8. Ograniczenie społeczne jest tu ograniczeniem kontrolo-wanym pośrednio przez rząd poprzez Urząd Regulacji Energetyki.Jak wiadomo, stopień przyzwolenia społecznego zależy od dużej liczby czyn-ników, a w tym od zdarzeń (awarii), jakie miały miejsce w systemach elektroenerge-tycznych, sytuacji energetycznej, sytuacji ekonomicznej itd. W systemach demokra-tycznych kadencyjność władzy wzmacnia siłę społeczeństwa, dlatego też duży wzrost ceny energii jako element pokrycia kosztów rozwoju sieci elektroenergetycznych jest mało prawdopodobny.

4. Problemy rozwoju sieci elektroenergetycznych

4.1. WstępRozwój sieci elektroenergetycznych napo-tyka na problemy niezależnie od poziomu napięcia sieci. Rozwój sieci dystrybucyjnych WN, SN czy nN niesie ze sobą wyzwania dla zarządzających ich rozwojem i eksploatacją spółek dystrybucyjnych. Problemy rozwoju sieci można podzielić na kilka kategorii:• problemy techniczne• problemy ekonomiczne• problemy środowiskowe• problemy społeczne.

4.2. Problemy techniczneTo największy zbiór problemów dotyka-jących sieci dystrybucyjnych na każdym poziomie napięcia. Wśród problemów technicznych dominują problemy zwią-zane z rozwojem oraz z eksploatacją sieci. W niniejszym rozdziale scharakteryzowano najważniejsze problemy techniczne.

Problemy przepustowości sieciProblem ten dotyka obecnie głównie sieci 110 kV i wynika z ograniczeń temperatu-rowych przewodów linii, które wynoszą najczęściej 40oC. Problem uwidacznia się latem, gdy temperatury otoczenia są wyższe i wzrost obciążenia przewodów powoduje istotny wzrost ich temperatury. Dodatkowo obserwowana w ostatnich latach tendencja do wzrostu obciążenia w letnie, gorące dni, związana z coraz powszechniejszym użyciem urządzeń klimatyzacyjnych, powo-duje wzrost obciążeń w najtrudniejszych dla linii warunkach otoczenia.Na pogorszenie warunków pracy sieci 110 kV przez wzrost obciążenia ma także wpływ penetracja tej sieci przez źródła generacji rozproszonej, głównie farmy wiatrowe. Spowodowane dyrektywami Unii Europejskiej, zakładającymi wzrost ilości energii pozyskiwanej ze źródeł odnawialnych, zainteresowanie budową takich obiektów może się przekładać na istotny wzrost obcią-żenia sieci WN. Sposób, w jaki farma przyłą-czona do danej linii WN będzie oddziaływać na swoje otoczenie, nie jest jednak możliwy do uogólnienia, gdyż zależy nie tylko od aktu-alnej mocy generowanej z danej farmy wiatrowej. Oddziaływanie farmy uzależnione będzie od alokacji odbiorców przyłączo-nych do sieci, rozmieszczenia innych źródeł wytwórczych oraz sposobu pracy nadrzędnej sieci NN. W pewnych przypadkach farma może skutecznie odciążać sieć, powodując dostarczanie generowanej mocy do bliskich odbiorców, jednocześnie ograniczając prze-pływy mocy z sieci NN. W innych przypad-kach przepływy od przyłączonych do sieci dystrybucyjnej farm mogą się kumulować, powodując przeciążenia fragmentów sieci WN lub transformatorów NN/WN. Zatem źródła generacji rozproszonej muszą być ogólnie rozważane jako potencjalne zagro-żenie dla ograniczenia przepustowości sieci WN.Rozwiązanie problemu przepustowości sieci WN w obecnym stanie prawno-tech-niczno-ekonomicznym, którym spółki

dystrybucyjne muszą się kierować, może być realizowane przez:• przebudowę istniejących linii WN i dosto-

sowywanie ich do wyższej temperatury roboczej, a w przypadku nowo projek-towanych linii wymaganie temperatury roboczej 80oC

• stosowanie dużych przekrojów prze-wodów roboczych, zapewniających większe wartości prądów dopuszczalnych długotrwale

• monitorowanie faktycznej tempera-tury pracy przewodów i utrzymywanie obciążenia przewodów nie większego niż wynika to z aktualnych (rzeczywi-stych), a nie katalogowych wartości prądu dopuszczalnego długotrwale

• rozbudowę infrastruktury sieciowej, poprzez budowę linii równoległych, układów dwu- i wielotorowych

• instalowanie w sieci przesuwników fazo-wych lub układów energoelektronicznych umożliwiających sterowanie przepływami mocy.

Zasadniczą różnicą pomiędzy sieciami WN oraz SN i nN jest fakt, że sieci WN pracują w znakomitej większości jako sieci zamknięte, zasilane wielostronnie. Powoduje to, że jakiekolwiek wyłączenie pojedynczej linii nie pozbawia zasilania stacji WN/SN, ale prowadzi do zmiany obciążeń w sieci. Wówczas, mimo formalnej konieczności spełnienia przez elementy sieci WN kryterium niezawodnościowego n-1, może wystąpić stan przeciążenia i koniecz-ność wyłączenia kolejnych elementów sieci. Konieczność spełniania kryteriów nieza-wodnościowych, n-1 oraz n-2, przekłada się na ostrzejsze wymagania dotyczące dosto-sowania dopuszczalnej obciążalności prze-wodów do różnych warunków pracy sieci. Problem ten jest dużo mniejszy dla sieci SN i nN, które są sieciami promieniowymi. W takim wypadku sieć zaprojektowana do zapewnienia zasilania określonej grupy odbiorców nie jest narażona na istotny wzrost obciążenia na skutek wyłączenia części sieci z pracy. Problem przepustowości sieci SN związany jest zatem z dynamiką przyrostu zapotrzebowania na energię elek-tryczną. Znakomita większość odbiorców korzysta z zasilania z sieci SN poprzez trans-formatory SN/nN, których właścicielami są spółki dystrybucyjne lub w przypadkach większych odbiorników sami odbiorcy. Wynika z tego, że obciążenie sieci SN rodzi się w sieci nN i rozwój sieci SN napędzany jest wzrostem zapotrzebowania na moc i energię w sieci nN. Elementami ogranicza-jącymi przepustowość są zatem w pierwszej kolejności sieci nN, następnie transforma-tory SN/nN, dalej sieć SN i transformatory WN/SN.Sieć nN ma dwa główne ograniczenia co do ilości przesyłanej mocy. Projektując sieć nN i przewidując jej rozwój w przy-szłości, należy zapewnić nie tylko spełnienie warunku zachowania prądów płynących w sieci mniejszych od wartości dopusz-czalnych, wykorzystywanych przewodów czy kabli, ale także zapewnić odpowiedni poziom napięcia odbiorcom. Poziom

8 Ma to zmienić ustawa o korytarzach celu publicznego.


69

napięcia w sieci nN sprawia, że nawet niezbyt duże moce przyłączane w głębi sieci mogą powodować powstawanie dużych spadków napięcia i obniżenie jakości dostarczanej odbiorcom energii do poziomu nie do zaak-ceptowania. Dla sieci niskiego napięcia prze-pustowość powinna być zatem rozumiana nie tylko jako warunek spełniania kryterium prądów dopuszczalnych długotrwale, a jako możliwość dostarczenia zamówionej mocy o właściwej jakości, do lokalizacji wskazanej przez odbiorcę. Powyższe warunki powo-dują, że sieć nN nie może być zbyt rozległa i transformatory SN/nN muszą być instalo-wane dość blisko odbiorców. Lokalizacja stacji SN/nN, wynikająca z potrzeb odbiorców, leży u podstaw projektowania i rozwoju sieci SN. Z punktu widzenia przepustowości sieć SN powinna zasilać stacje SN/nN w sposób zapewniający przede wszystkim zachowanie dopuszczal-nych wartości prądów we wszystkich odcin-kach sieci. Problematyka poziomów napięć jest tu nieco mniej istotna niż w sieciach nN, z racji możliwości regulacji poziomów napięć na szynach stacji WN/SN zasilającej sieć, a także ustawienia wymaganej prze-kładni transformatorów SN/nN (w stanie beznapięciowym).Ideę rozwijania sieci dystrybucyjnej, ukie-runkowaną „od dołu do góry” pod kątem zapewnienia przepustowości i dostarczenia odbiorcom oczekiwanej mocy, przedsta-wiono schematycznie na rys. 3. Rysunek

przedstawia cztery grupy odbiorców nN, dla których dobrano lokalizację oraz moc zain-stalowanego transformatora SN/nN, zapew-niającego dostarczenie zamówionej mocy i energii. Wybór lokalizacji transformatora w przypadku kryterium przepustowości jest pochodną lokalizacji i mocy zamówionych poszczególnych odbiorców. Wybór miejsca zainstalowania transformatora może być wykonany dowolną techniką optymaliza-cyjną, przy zachowaniu dwóch opisywa-nych wyżej ograniczeń, tj. wartości prądów dopuszczalnych długotrwale i właściwych poziomów napięć u odbiorców. Dalszym krokiem w projekcji rozwoju sieci jest usta-lenie kształtu sieci SN. Jej struktura z punktu widzenia przepustowości zależy od lokali-zacji istniejących bądź planowanych stacji WN/SN oraz ustalonych miejsc instalacji transformatorów SN/nN. Na rysunku poka-zano wpięcie stacji transformatorowej Tr1 do linii L1, zaś stacji Tr2, Tr3, Tr4 do linii L4. Podział taki wynikać powinien z mini-malizacji długości linii SN i planowanego zapotrzebowania na moc w poszczególnych stacjach.

Stan i stopień zużycia urządzeńKolejny problem techniczny to kwestia stanu i stopnia zużycia urządzeń tworzących sieć dystrybucyjną. Należy zauważyć, że anali-zowane w pracy problemy rozwoju to także utrzymanie, modernizacja czy otworzenie sieci istniejących. Wskazując kierunki rozwoju, należy również wskazać procedury odbudowy starzejącej się infrastruktury.Na sieć dystrybucyjną składa się bardzo wiele różnego typu elementów. Część najbardziej zauważalna przez odbiorców energii elektrycznej to oczywiście linie elek-troenergetyczne. Są to przede wszystkim linie napowietrzne o przewodach gołych lub izolowanych oraz linie kablowe, wraz z całym osprzętem potrzebnym do ich funkcjonowania: począwszy od słupów, przez izolatory, głowice, mufy itp. Każdy z tych elementów ma określony czas życia i wymaga okresowych przeglądów, remontów czy wymian. Planując rozwój sieci, należy mieć na uwadze, jaki jest stan techniczny infrastruktury, wokół której planowana jest modernizacja. Czy przy-kładowo dołączenie nowych stacji trans-formatorowych zasilających powstające osiedle mieszkaniowe do wyeksploatowanej, wymagającej gruntownego remontu linii SN jest właściwe? Czy chwilowe oszczęd-ności, wynikające z takiego rozwiązania, nie spowodują w perspektywie czasu wzrostu łącznych kosztów, na które złożą się wyższe koszty eksploatacji, a następnie koszty prze-budowy (odbudowy) wyeksploatowanej linii.Sieć elektroenergetyczna to nie tylko linie, ale również aparatura łączeniowa, pomia-rowa, zabezpieczeniowa, czy systemy łącz-ności. Te urządzenia również podlegają procesom starzenia i muszą być systema-tycznie wymieniane lub modernizowane. Ważne, aby optymalizować ich czas wyko-rzystania, tak aby z jednej strony eksplo-atować je możliwie długo, a z drugiej strony wymienić przed okresem, w którym ich zawodność gwałtownie wzrasta, narażając spółkę dystrybucyjną na straty materialne bądź, co gorsza, narażając pracowników lub przypadkowe osoby na zagrożenie zdrowia i życia.

Jakość energii elektrycznej Jakość energii elektrycznej dostarczanej do odbiorców jest kolejnym z aspektów technicznych, jakie muszą być rozwa-żane w bieżącej eksploatacji i planowaniu rozwoju sieci dystrybucyjnej. Jakość energii można rozważać na dwóch płaszczyznach: gwarantowania przez spółkę dystrybucyjną właściwej energii dla odbiorców oraz wyma-gania przez spółkę dystrybucyjną, aby przy-łączeni do sieci wytwórcy, a także odbiorcy energii, nie pogarszali jakości dostarczanej innym użytkownikom sieci energii.Jakość energii zależy od dwóch czynników. Pierwszy, zależny od spółki dystrybu-cyjnej, to stan sieci, jej odporność na zakłó-cenia wprowadzane przez wytwórców i odbiorców przyłączonych do sieci. Stan ten zależy przede wszystkim od sztywności sieci. Im wyższe moce zwarciowe, a impe-dancja sieci niższa, tym trudniej wprowa-dzić do sieci zakłócenia będące wynikiem dużej zmienności mocy pobieranej czy oddawanej do sieci, czy też emisją harmo-nicznych prądów i napięć. Wobec dużego przyrostu mocy, pobieranego przez różnego

typu układy nieliniowe: falowniki, soft--starty, zasilacze impulsowe czy oświetlenie typu wyładowczego, spółki dystrybucyjne muszą przewidywać również w planach rozbudowy infrastruktury sieciowej, jak przeciwdziałać tym negatywnym, a nieuniknionym zmianom charakteru obciążenia. Działania w kierunku poprawy jakości energii mogą być realizowane nie tylko na gruncie „wzmacniania” sieci czy instalacji pasywnych i aktywnych filtrów w sieci. Spółki powinny skoncentrować się również na działaniach prawnych, mają-cych na celu dopuszczanie do użytkowania jedynie odbiorników charakteryzujących się niepogarszaniem jakości energii na skutek ich użytkowania. Działania o charakterze edukacyjnym, na wzór akcji „Nie pal śmieci”, pod hasłem np. „Nie zaśmiecaj sieci elek-trycznej”, powinny być prowadzone razem z kampaniami promującymi oszczędzanie energii elektrycznej.

Smart Grid Smart Grid (sieć inteligentna) to pojęcie szeroko rozumiane, dotykające aspektów pomiarów i sterowania siecią w celu uzyskania dużej niezawodności, elastycz-ności konfiguracji prowadzącej między innymi do ograniczenia strat przesyłowych. Obecnie instalacje Smart Grid są w począt-kowej fazie rozwoju. Spółki dystrybucyjne uruchamiają projekty pilotażowe pozwala-jące na sprawdzenie potencjalnych korzyści tkwiących w tej technologii. Dość często obecnie wdrażane projekty są jednostronne, ograniczone do zbierania z sieci informacji, bez możliwości interakcji z siecią. Systemy takie, określane jako Smart Metering, są pierwszym krokiem w kierunku sieci inte-ligentnych, adaptujących się do zmieniają-cych się nieustannie warunków pracy sieci, zmiennej generacji i zmiennego zapotrzebo-wania na moc i energię. Podchodząc zatem do projektowania rozwoju sieci w perspek-tywie długoterminowej, nie należy igno-rować obecnych przesłanek wskazujących, że w przyszłości systemy Smart Grid będą miały istotny wpływ na pracę sieci. W celu nadążania za wprowadzanymi bardzo szybko w ostatnich czasach nowymi rozwią-zaniami technicznymi w zakresie pomiarów, sterowania i łączności konieczne jest syste-matyczne uaktualnianie planowanych zmian w budowie sieci.

Przyłączanie nowych źródeł Przyłączanie nowych źródeł do sieci dystry-bucyjnej niesie nowe wyzwania dla funkcjo-nowania i rozwijania pracy sieci. Generacja rozproszona, wskazywana w wielu doku-mentach kierunkujących rozwój systemów elektroenergetycznych jako preferowana, może być źródłem wielu problemów tech-nicznych dla samej sieci, których elimi-nacja wiąże się z nakładami finansowymi. Przyłączanie źródeł rodzi, wspominane wcześniej, obawy o możliwość zwiększenia obciążeń sieci i konieczność ich przebu-dowy w celu zwiększenia obciążalności dopuszczalnej długotrwale. Warto jednak zauważyć, że w sieciach promieniowych włączenie źródła generacji rozproszonej może przyczyniać się do odciążenia przy-najmniej części sieci. Sposób oddziały-wania źródła rozproszonego na sieć zależeć będzie od relacji pomiędzy mocą genero-waną przez źródło a zapotrzebowaniem

Tr1

Tr2 Tr3

Tr4

WN

SN

L1

L2

L3

L4

Rys. 3. Ogólny schemat rozwoju sieci dystrybucyjnej z punktu widzenia przepustowości


70

na moc odbiorców i musi być każdorazowo analizowany.Nowe źródła energii w sieci to także nowe źródła prądu zwarciowego, a w konse-kwencji wzrost mocy zwarciowej w węzłach sieci. Rodzi to nowe problemy, wymuszając przebudowę rozdzielni, wymianę aparatów i urządzeń, które były projektowane na mniejsze wartości prądów zwarciowych. W obecnym stanie prawnym spółki dystry-bucyjne nie mają możliwości wymagania od inwestora zmiany typu, sposobu stero-wania, czy ingerencji w projekt przyłącza-nego do sieci źródła. Wydaje się jednak zasadne, aby istniały mechanizmy prawne umożliwiające spółkom dystrybucyjnym, projektującym rozwój sieci, wpływanie na inwestorów. Wówczas, jako alterna-tywę dla niewydania zgody na przyłączenie źródła do sieci (np. z powodu przekroczenia mocy zwarciowych), spółka mogłaby zapro-ponować inwestorowi wykorzystanie innych alternatywnych rozwiązań w projekcie przy-łączanego źródła. Przykładowo elektrownie wiatrowe z maszynami synchronicznymi i przekształtnikiem są źródłem kilkakrotnie mniejszych wartości prądu zwarciowego niż układy z generatorami asynchronicznymi.

4.3. Problemy ekonomiczneProblematyka ekonomiczna rozwoju sieci jest niezmiernie ważna i leży u podstaw procesu decyzyjnego modernizacji i rozbu-dowy sieci elektroenergetycznych. Efekty ekonomiczne planowanych inwestycji są często wyznacznikiem, czy dany projekt będzie realizowany. To ekonomia decyduje o rankingu inwestycji (przypadku możli-wości wielowariantowych) i wyborze najlep-szego rozwiązania. Dość często podobny efekt, z punktu widzenia ekonomicznego, można osiągnąć różnymi środkami tech-nicznymi, za to przy różniących się znacznie nakładach finansowych. Jako przykład może posłużyć problem dostarczenia zasi-lania do dowolnego odbiorcy, które może być zrealizowane na różne sposoby, różnym kosztem. Pojawia się pytanie, czy speł-nienie minimalnego zakładanego efektu rozbudowy sieci, jakim jest dostarczenie zamówionej mocy odbiorcy, jest jedynym warunkiem, który należy oceniać, wybie-rając wariant optymalny modernizacji? Czy stosować politykę krótkoterminową, patrząc na doraźne nakłady, czy patrząc perspekty-wicznie, oceniać nie tylko i wyłącznie ponie-sione nakłady na inwestycje, ale zyski długo-okresowe przy większych nakładach? W procesie projektowania rozwoju i moder-nizacji sieci można wyróżnić różne grupy problemów ekonomicznych.

Ekonomiczna gęstość prąduProblematyka ekonomicznej gęstości prądu decyduje o tym, jakie przekroje przewodów należy stosować w poszczególnych elemen-tach sieci WN, SN i nN. Pod tym poję-ciem rozumie się taką gęstość prądu, przy której całkowite roczne koszty przesyłu będą minimalne. Ekonomiczne kryterium minimalizacji kosztów w pewnym hory-zoncie czasowym oparte jest z jednej strony na koszcie budowy linii, tym większym, im większe przekroje przewodów są stoso-wane, a z drugiej strony na zmniejszaniu strat związanych z przesyłaniem energii daną linią. Doskonale tu widać, że po speł-nieniu wymagań technicznych, dotyczących

dopuszczalnych wartości prądu czy dopusz-czalnych wartości spadków napięcia, zostaje do dyspozycji projektanta cała masa rozwiązań, spośród których należy wybrać rozwiązanie najlepsze. Wybór będzie uzależniony od wielu czynników: kosztów budowy linii, średniego obciążenia linii, czasu eksploatacji, prognozy wzrostu obcią-żenia oraz cen obecnych i prognozowanych energii elektrycznej.

Dobór transformatorówPodobnym zagadnieniem jest dobór trans-formatorów WN/SN i SN/nN. Przy doborze należy kierować się nie tylko dostosowa-niem mocy do bieżącego obciążenia, lecz trzeba przyjąć prognozę wzrostu obciążenia w horyzoncie czasowym, adekwatnym do okresu eksploatacji transformatora. Drugi aspekt doboru, wybór transformatora, wynika ze zróżnicowania transformatorów pod względem strat jałowych i obciążenio-wych. Norma [11] klasyfikuje transforma-tory pod względem strat, definiując poziomy strat obciążeniowych i jałowych. Sprawność energetyczna transformatorów przekłada się na ich cenę, zaostrzając tym samym warunki wyboru najwłaściwszego transformatora.

Optymalizacja konfiguracji sieci i podziały sieciDzięki optymalizacji konfiguracji sieci i podziału sieci możliwe jest ograniczenie przepływów mocy w sieci i minimali-zacja strat mocy. Właściwa konfiguracja sieci pozwala na wymierne zmniejszenie strat przesyłowych i wzrost oszczędności związanych z eksploatacją sieci. Należy jednak zauważyć, że konfiguracja (topo-logia sieci) zapewniająca minimum strat nie jest stała, że zmienia się wraz ze zmien-nością obciążeń w sieci. Zatem projektując sieć, czy optymalizując jej działanie, nie należy ograniczać się do jednego charakte-rystycznego przypadku pracy sieci, a trzeba przeanalizować i wybrać właściwą konfi-gurację na podstawie pewnego spektrum możliwych wariantów obciążenia w sieci. Jeszcze bardziej atrakcyjna pod względem oszczędności wydaje się budowa systemów sterowania podziałami sieci online, zależna od bieżących przepływów w sieci. Jednakże, aby możliwe było zrealizowanie sterowania taką siecią, należy instalować w sieci zdalnie sterowane łączniki oraz opomiarować sieć. Podnoszona w ostatnich latach tematyka sieci Smart Grid i systemów Smart Metering powinna w niezbyt odległej perspektywie czasu pozwolić na techniczne możliwości realizacji takich systemów. Warto zauważyć, że dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE zachęca państwa człon-kowskie UE do wprowadzania do eksplo-atacji sieci inteligentnych.

Gospodarka mocą biernąProblematyka gospodarki mocą bierną w sieciach dystrybucyjnych jest kolejnym przykładem płaszczyzny, na której nad kwestiami technicznymi góruje ekonomia. Możliwe jest bowiem różne sterowanie gene-racją i poborem mocy biernej w sieci, zapew-niające dotrzymanie warunków jakości energii, w tym wymaganych poziomów napięcia, i zapewniające pożądaną prze-pustowość sieci. Jednak pewien stopień swobody w ustalaniu zasad wymiany mocy biernej z siecią, akceptowalny technicznie,

ma określone ekstrema z punktu widzenia strat mocy i związanych z tym dodatkowych kosztów eksploatacyjnych. Jest to kolejny element sieci wymagający przemyślanego podejścia przy projektowaniu struktury i zasad funkcjonowania sieci dystrybu-cyjnej, dający możliwości ograniczania strat finansowych.Ważnym aspektem, a nie zawsze analizo-wanym globalnie dla sieci, jest problem opty-malnego rozmieszczenia kondensatorów w sieci SN i sposobów sterowania nimi. O ile odbiorcy przyłączani na poziomie SN i nN realizują kompensację mocy biernej w sposób zadowalający, to w sieci leżącej w gestii spółek dystrybucyjnych kryje się spory potencjał do wprowadzenia zmian. W planach rozwoju powinno się poddać analizie problematykę kompensacji prądu biegu jałowego transformatorów SN/nN oraz sposoby sterowania mocą bierną baterii kondensatorów, instalowanych w stacjach WN/SN i ich współpracę z regulatorami transformatorów WN/SN.Problematyka optymalnego lokowania źródeł mocy biernej w sieciach SN nabiera nowego aspektu w obecnej sytuacji, gdy następuje coraz większa penetracja tej sieci źródłami generacji rozproszonej. Duża część tych źródeł ma możliwości uczestni-czenia w procesach regulacji mocy biernej, wobec zdolności zarówno generacji i pobie-rania mocy biernej z sieci. Ważne jest, aby projektujący rozwój sieci dostrzegali i chcieli wykorzystywać potencjał tkwiący w tych źródłach. Inwestorzy przyłącza-jący źródła mocy czynnej, dające możli-wości regulacji mocy biernej, powinni być zachęcani poprzez właściwe kształtowanie taryf do uczestnictwa w minimalizacji strat w sieciach.

Kształtowanie taryfByć może najważniejszym aspektem zwią-zanym z ekonomicznymi problemami rozwoju jest kształtowanie taryf. To one są źródłem przychodów spółek dystrybu-cyjnych. Istotne jest, aby zapisy w taryfach odpowiadały kosztom ponoszonym przez spółkę dystrybucyjną za określone usługi, pozwalając równocześnie na modernizo-wanie i rozbudowę sieci, oraz pozwalały na wypracowanie zysku na rozsądnym poziomie.Taryfy powinny być konstruowane w sposób zachęcający wszystkie podmioty przy-łączone do sieci. Spółka dystrybucyjna, wprowadzając w taryfach pewne zapisy, może stymulować określone zachowania odbiorców (np. przeniesienie części poboru mocy poza szczyty obciążenia, większe wykorzystanie energii elektrycznej w week-endy, instalacja energooszczędnych odbior-ników itp.) oraz wytwórców (np. udział w regulacji mocy biernej, instalacja tech-nologii wytwarzania energii o określonych własnościach sterowania itp.). Taryfy mogą być też narzędziami karania podmiotów przyłączonych do sieci za określone zacho-wania (np. przekraczanie mocy zamówionej, pobór z sieci znacznej mocy biernej, pogor-szenie jakości energii elektrycznej itp.).Obowiązujący w taryfach podział na część zależną od zużywanej energii i część zależną od zamówionej mocy ma uzasadnienie związane ze sposobem zapewnienia możli-wości pokrywania tych potrzeb przez spółki dystrybucyjne.


71

Część zależna od zużywanej energii prze-kłada się na straty przesyłowe w sieci i powinna rekompensować straty, jakie spółki ponoszą podczas przesyłu energii przez swoją sieć. Z drugiej jednak strony musi istnieć przeciwwaga, mechanizm zachę-cający spółki do inwestowania w poprawę sprawności przesyłania energii, a nie obcią-żania odbiorców wszystkimi kosztami strat, niezależnie jak duże one by były. Wydaje się również, że przy obowiązujących tendencjach do zmniejszania emisji gazów cieplarnianych i poszanowania środowiska naturalnego, taryfy powinny promować oszczędzanie energii elektrycznej.Druga część taryfy związana jest ze zdolno-ściami przesyłowymi sieci. Zgodnie z pracą [10] powinna bazować ona na założeniu, że każdy odbiorca czy wytwórca przyłą-czony do sieci dystrybucyjnej jest zobowią-zany ponosić koszty rozwoju infrastruk-tury sieciowej w stopniu proporcjonalnym do tego, jak ją wykorzystuje. Stosowane obecnie zapisy przyłączania do sieci WN i SN odbiorców i wytwórców stwarzają wrażenie nierównomiernego obciążenia kosztami, w zależności od tego, kiedy i w jakim miejscu podmiot jest przyłączany do sieci.

Prognozowanie, niepewność, ryzykoProblemy prognozowania, niepewność i ryzyko to zagrożenia trudne do ziden-tyfikowania i określenia na etapie plano-wania rozwoju sieci dystrybucyjnej. Nie ulega wątpliwości, że muszą być one wple-cione w proces decyzyjny rozwoju sieci, gdyż wobec dynamiki zmian zachodzących we współczesnym świecie nie ma w 100% pewnej metody pozwalającej przewidzieć, jak będą się kształtowały zapotrzebowanie na energię, ceny energii, koszty funkcjo-nowania spółki, czy koszty kapitałowe. Powyższe powoduje, że tworzone i wdra-żane scenariusze rozwoju sieci WN, SN i nN muszą być uaktualniane tym częściej, im większą dynamikę zmian obserwuje się w sektorze społeczno-gospodarczym, na rynkach kapitałowych czy rynkach paliw.

Oszczędności i racjonalizacja użytkowania energii elektrycznejOszczędności i racjonalizacja użytkowania energii elektrycznej to też aspekt problemów ekonomicznych, związanych z rozwojem sieci elektroenergetycznych. Kurczące się zapasy paliw kopalnych, chęć redukcji wytwarzanego przy produkcji energii elek-trycznej dwutlenku węgla i innych zanie-czyszczeń, a jednocześnie rosnące zapotrze-bowanie na energię elektryczną powodują, że spółki dystrybucyjne powinny planować w swojej strategii rozwoju sieci również działania informacyjne i kampanie promu-jące działania proekologiczne odbiorców. Pozornie takie działania mogą być odbie-rane jako niekorzystne dla spółki, bo hamo-wany jest wzrost obrotu energią elektryczną, zatem podstawowe źródło dochodu, jakim są wpływy z taryf, jest ograniczane. Jednakże oszczędności i racjonalizacja użytko-wania energii przez odbiorców powodują, że maleją koszty funkcjonowania spółki poprzez ograniczanie strat przesyłowych

i redukcję nakładów związanych z koniecz-nością rozbudowy i modernizacji sieci. Sumaryczny efekt finansowy może być zatem lepszy niż przy dużym wolumenie sprzedawanej energii, ale i jednoczesnej konieczności rozbudowy sieci.

4.4. Problemy środowiskoweProblematyka środowiskowa dotyczy styku infrastruktury sieci elektroenergetycz-nych i środowiska naturalnego. Definicja środowiska naturalnego mówi o nim jako o zbiorze ożywionych i nieożywionych składników przyrody. Innymi słowy, jest to całe otoczenie, w którym żyje człowiek, włączając w to oczywiście człowieka. Sieć elektroenergetyczna, a w ogólności cały system elektroenergetyczny oddziałuje na środowisko naturalne. Służąc ludziom, poprzez dostarczanie niezbędnej w obec-nych czasach do funkcjonowania energii elektrycznej, wywiera jednocześnie nieko-rzystny wpływ na otoczenie, w tym orga-nizmy żywe. Podchodząc do problema-tyki rozwoju sieci dystrybucyjnych, należy wyważyć oba aspekty – dostarczania energii, przy jednoczesnym ograniczeniu negatyw-nego wpływu na środowisko. Takie prze-słanie niesie wspominana już dyrektywa 2009/72/WE, mówiąca o konieczności zaspokajania przez spółki dystrybucyjne uzasadnionego zapotrzebowania na energię „z należytym poszanowaniem środowiska”. W niniejszym rozdziale omówione zostały podstawowe zagrożenia środowiska, zwią-zane z rozwojem sieci, a także metody ich ograniczania.

Emisyjność źródeł wytwórczych9 Emisyjność źródeł wytwórczych związana jest ze sposobem wytwarzania energii elek-trycznej. Jej oddziaływanie na środowisko można rozważać na dwóch płaszczyznach: lokalnej – w otoczeniu miejsca zainstalo-wania samego źródła oraz globalnej – w skali całej planety. Spalanie paliw kopalnych – węgla, ropy, gazu – związane jest z emisją do atmosfery dwutlenku węgla, związków siarki, tlenków azotu i pyłów. Wszystko to oddziałuje na otoczenie bezpośrednie źródła, ale wpływa również globalnie na całą planetę, powodując, zgodnie z publiko-wanymi wynikami badań, zmiany klima-tyczne. Wymagania gospodarczo-polityczne wprowadzane przez UE powodują naciski na stosowanie w produkcji energii elek-trycznej określonych technologii, zmniejsza-jących obciążenie środowiska naturalnego. Polityka nagród za wytwarzanie czystej energii – zielone certyfikaty czy limity emisji CO2 – dość skutecznie zmusza inwestorów do budowy odnawialnych, niskoemisyjnych źródeł energii. Te trendy muszą być śledzone przez osoby planujące rozwój sieci dystrybu-cyjnych, tak aby z wyprzedzeniem przygo-towywać sieć w kierunku możliwości przy-łączania nowych źródeł, zwłaszcza generacji rozproszonej.

Wpływ pól elektromagnetycznych, hałasu, wibracjiWpływ pól elektromagnetycznych, hałasu i wibracji, związanych z eksploatacją sieci

elektroenergetycznej, nie jest może mocno istotnym problemem w rozwoju sieci, ale projektując korytarze dla linii elektroenerge-tycznych, zwłaszcza sieci 110 kV, musi być on brany pod uwagę. Natężenie pól wytwarza-nych przez wszystkie eksploatowane i nowo budowane instalacje w miejscach, gdzie przebywają ludzie, musi być mniejsze, niż przewidują to właściwe przepisy. Na tym tle dobra wydaje się tendencja do przechodzenia na sieci kablowe, również dla sieci WN.

Zagrożenia pożarowe i porażenioweZagrożenia pożarowe i porażeniowe to kolejny obszar, na którym infrastruk-tura elektroenergetyczna może oddzia-ływać na środowisko. W przeciwieństwie do innych problemów, ten nie występuje praktycznie we właściwie działających urzą-dzeniach, może jednak wystąpić na skutek awarii w systemie dystrybucyjnym. Środki ochrony przeciwporażeniowej i ochrony przeciwpożarowej wymagane są właściwymi przepisami prawa i projektując rozbudowę sieci elektroenergetycznej, spółka dystry-bucyjna musi ich przestrzegać. Można zauważyć jednak, że pewne rozwiązania techniczne, mimo że prawnie dopuszczone, będą stwarzały większe zagrożenie poża-rowe czy porażeniowe niż inne. Przykładem mogą być transformatory olejowe w prze-ciwieństwie do transformatorów suchych, sieci napowietrzne w przeciwieństwie do sieci kablowych, wyłączniki małoolejowe w przeciwieństwie do wyłączników próż-niowych itp. Planując rozwój infrastruktury, należy mieć powyższe na uwadze i korzystać z nowych, bezpieczniejszych technologii.

Ochrona walorów krajobrazowychOchrona walorów krajobrazowych jest wymagana przez ustawę Prawo ochrony środowiska w stosunku do infrastruktury sieciowej. Prawo to musi być przestrzegane przy planowaniu tras linii elektroener-getycznych i budowie innych elementów sieci dystrybucyjnej. Część obszarów jest zupełnie wyłączona z możliwości budowy sieci, a w części wprowadzane są ogra-niczenia. Jest to regulowane zapisami w Ustawie o ochronie przyrody.Ochronę walorów krajobrazowych, ograni-czanie industrializacji terenów mieszkalnych można realizować przez wiele sposobów, np.: budowę linii kablowych WN, SN i nN, budowę stacji WN/SN w technologii izolacji SF6, budowę stacji podziemnych, ciekawą, zgodną ze stylem zabudowy architekturę miejskich stacji SN/nN.

4.5. Problemy społeczneOstatnia grupa problemów związanych z eksploatacją, modernizacją i rozbudową sieci dystrybucyjnej związana jest z możli-wymi konfliktami na linii spółka dystrybu-cyjna – społeczeństwo. Najważniejsze w tej grupie są następujące zagadnienia.

Problemy własnościowe i korytarze do budowy liniiProblemy własnościowe i korytarze do budowy linii stanowią od wielu lat podłoże do sporów między właścicielami

9 Emisyjność źródeł wytwórczych nie jest bezpośrednim problemem spółki dystrybucyjnej, gdyż źródła wytwórcze nie są jej własnością. Jednakże trendy w rozwoju technologii wytwarzania energii elektrycznej, uwarunkowane emisyjnością różnych typów źródeł, sprawiają, że planując rozwój sieci, należy brać pod uwagę, czy i jakie tereny objęte działal-nością spółki dystrybucyjnej mogą budzić zainteresowanie inwestorów źródeł wytwórczych.


72

gruntów a spółkami dystrybucyjnymi, które korzystają bądź chcą korzystać z lokowania tras linii elektroenergetycznych na niena-leżącej do nich ziemi. Problem jest tym wyraźniejszy, im wyższe są napięcia eksplo-atowanej czy planowanej sieci. Efektem tego jest bardzo długi proces budowy linii. Od projektu do uruchomienia minąć może kilkanaście lat, mimo że czas samej budowy nie jest przesadnie długi. Współpraca pomiędzy spółkami dystrybucyjnymi a właścicielami gruntów powinna być oparta na równoprawnym partnerstwie, bez prze-wagi żadnej ze stron. Właściciele gruntów powinni otrzymywać rozsądnej wartości rekompensatę za możliwość korzystania przez spółkę dystrybucyjną z gruntów, nie mając jednocześnie możliwości blokowania procesu rozbudowy sieci.

Lokowanie elementów sieciowych w pobliżu budynków mieszkalnychTematyka ta jest nieco zbieżna z wymaga-niami dotyczącymi ochrony środowiska, jednakże z ukierunkowaniem na ludzi. Przepisy prawa regulują wymagania, jakie muszą spełniać instalacje przesyłania energii elektrycznej i w jakich lokalizacjach mogą być budowane. Redukowane powinny być zwłaszcza hałas, wibracje, pola elektro-magnetyczne. Oczywiste jest, że wszystkie inwestycje dotyczące elektroenergetyki muszą być zgodne z planami rozwojowymi gminy i odpowiadać planom zagospoda-rowania przestrzennego, ale jednocześnie lokalizacja pewnych instalacji energetycz-nych w minimalnych, formalnie wymaga-nych prawem odległościach od siedzib ludz-kich jest często dyskusyjna i może rodzić konflikty. Wydaje się, że o ile jest to możliwe, instalacje postrzegane społecznie za uciąż-liwe (linie WN, stacje elektroenergetyczne) powinny być umieszczane w odległościach większych niż minimalne, wymagane prawem. Działanie takie, choć nie zawsze ekonomicznie uzasadnione, wpływa pozy-tywnie na wizerunek spółki dystrybucyjnej, skutkując wzrostem zaufania jej klientów.

Polityka cenowa Polityka cenowa spółki dystrybucyjnej budowana jest na podstawie taryf usług, co zostało przedstawione w rozdziale poświę-conym problemom ekonomicznym, ale warto zwrócić większą uwagę na relację klient – spółka dystrybucyjna. Energia elektryczna jest w obecnych czasach towarem handlowym, który powinien być powszechnie dostępny. Nie jest i nie powi-nien być w przyszłości towarem luksu-sowym, niedostępnym dla wszystkich. Spółki dystrybucyjne powinny zatem, na poziomie podstawowym (minimalnym), zapewnić wszystkim dostęp do energii elektrycznej, również najuboższym. Właściwie kształ-towana polityka cenowa dla gospodarstw domowych, pobierających bardzo niewielkie ilości energii elektrycznej, systemy bonifikat, czy stosowane już obecnie systemy pre-paid powinny być wpisane w politykę handlową spółki dystrybucyjnej.

5. Nowy paradygmat planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej Jak pokazano w rozdziale 1.5, obecnie obowiązującym paradygmatem planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej w OSD (Energa Operator SA) jest bezpieczeństwo ener-getyczne przyłączonych lub planowanych do przyłączenia podmiotów. Powyższy paradygmat jest niejako oczy-wisty, a jego prostota (zwięzłość) wynika wprost z zastosowania do jego formuło-wania tzw. brzytwy Ockhama10, zgodnie z którą „nie należy mnożyć bytów ponad potrzebę” (łac. Entia non sunt multiplicanda praeter necessitatem).

Analiza aktów prawnych przedstawiona w rozdziale 2, obejmująca regulacje między-narodowe (dyrektywy unijne) i krajowe (Prawo energetyczne, Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie szczegóło-wych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej, Ustawa o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym, Ustawa o efektywności energetycznej, Prawo ochrony środo-wiska, Ustawa o udostępnianiu informacji o środowisku i jego ochronie, udziale społeczeństwa w ochronie środowiska oraz o ocenach oddziaływania na środo-wisko, Ustawa o ochronie przyrody) oraz dokumenty (Polityka energetyczna Polski do 2030 roku, Strategia „Bezpieczeństwo energetyczne i środowisko”. Perspektywa 2020 roku) i projekty (Projekt przestrzen-nego zagospodarowania kraju 2030, Ustawa o korytarzach celu publicznego, Ustawa o odnawialnych źródłach energii, Ustawa o inteligentnych sieciach) pozwalają na stwierdzenie, że wymóg bezpieczeństwa energetycznego, w tym elektroenergetycz-nego, jest wymogiem nadrzędnym, formuło-wanym we wszystkich dokumentach, które odnoszą się do pracy systemu energetycz-nego, w tym elektroenergetycznego. Z bezpieczeństwem energetycznym wiąże się niejako wprost niezawodność dostawy energii, jakość energii, utrzymanie odpo-wiedniego stanu technicznego sieci, rozbu-dowa sieci, współpraca z operatorem sieci przesyłowej i z innymi operatorami sieci dystrybucyjnych, niezawodna realizacja umów sprzedaży energii.

Innymi elementami pojęciowymi występu-jącymi w tych dokumentach, związanymi z systemami elektroenergetycznymi, są: ochrona środowiska, efektywność energe-tyczna, odnawialne źródła energii (w tym uprzywilejowany dostęp tych źródeł do sieci elektroenergetycznej), zdecentralizowane wytwarzanie energii, sieci inteligentne, inte-ligentne systemy pomiarowe, wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła w skojarzeniu, wielopodmiotowa koordynacja planów rozwoju. Natomiast w bezpośrednim odniesieniu do sieci dystrybucyjnych, w powyższych dokumentach operuje się pojęciami: poprawa efektywności energetycznej (w tym poprzez zarządzanie popytem na energię

elektryczną), rozwój mocy wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej, zmniejszenie wskaźnika strat sieciowych w ciągach liniowych i transformatorach, ograniczenie przepływów mocy biernej, spłaszczenie rocznej zmienności obciążeń, konkurencyjność dostawy (ceny) energii, ochrona środowiska przed m.in. polami elektromagnetycznymi (dotyczy linii o napięciu nie mniejszym niż 110 kV), sieci inteligentne, inteligentne systemy pomia-rowe, zdecentralizowane wytwarzanie energii (w tym w skojarzeniu).

Mając powyższe na uwadze, stosując nadal tzw. brzytwę Ockhama, można stwierdzić, że paradygmatem planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej nadal jest bezpieczeń-stwo energetyczne. Pozostałe wymienione w przepisach wymagania, odnoszące się do sieci elektroenergetycznych, a w tym sieci dystrybucyjnych są w istocie wymaganiami uzupełniającymi o nieokreślonej trwałości. Powyższe należy rozumieć następująco:1. Wymóg zapewnienia bezpieczeństwa

energetycznego, bezpieczeństwa dostaw energii itd. jest wymogiem czasowo trwałym. Nie sposób wyobrazić sobie rezygnacji z tego wymogu w społeczeń-stwie rozwiniętym.

2. Inne wymagania zawarte w aktach praw-nych nie mają obecnie charakteru ponad-czasowego. Przykładowo wymagania środowiskowe, czy też dotyczące odna-wialnych źródeł energii, znajdują uznanie bądź nie, w zależności od zasobności kraju. Kraje bogate i zarazem tzw. rozwi-nięte, np. niektóre kraje Unii Europejskiej, USA czy Kanada, forsują aspekt środo-wiskowy. Natomiast kraje rozwijające się starają się nie wprowadzać uwarunkowań prawnych wymuszających regulacje związane z ochroną środowiska, głównie ze względu na koszt działań wynikają-cych z tych regulacji. W ogólności zatem, w zależności od zmian koniunktury, wymagania środowiskowe, wymagania dotyczące odnawialnych źródeł energii itp. mogą ulegać zmianom.

Z drugiej jednak strony, jeżeli zgadzamy się na freemanowską klasyfikację paradyg-matów rozwoju w technologii i gospodarce (rozdział 1.4), to zgadzamy się również na stwierdzenie, że w naszym obszarze ekonomiczno-kulturowym obowiązującym paradygmatem jest obecnie paradygmat rozwoju przyjaznego środowisku. W takim przypadku można stwierdzić, że nowym paradygmatem planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej powinno być (a w rzeczywi-stości już jest) bezpieczeństwo energetyczne uwarunkowane środowiskowo.

Można tu również zaproponować inne okre-ślenia powyższego paradygmatu, jak: • bezpieczeństwo energetyczno-środowiskowe• b e z p i e c z e ń s t w o e n e r g e t y c z n e

w bezpiecznym środowisku• bezpieczeństwo energetyczne przyjazne

środowisku• bezpieczeństwo energetyczne sprzyjające

środowisku

10 Brzytwa Ockhama, nazywana także zasadą ekonomii lub zasadą ekonomii myślenia, to zasada, zgodnie z którą w wyjaśnianiu zjawisk należy dążyć do prostoty, wybierając takie wyjaśnienia, które opierają się na jak najmniejszej liczbie założeń i pojęć. Jako zasada ekonomii myślenia stała się podstawą nowożytnej metodologii nauki. Zgodnie z tym ujęciem nie należy wprowadzać nowych pojęć i założeń, jeśli nie ma się ku temu mocnych podstaw, a najprostsze rozwiązania teoretyczne, przyjmujące najmniejszą liczbę założeń, uważane są za najlepsze (Wikipedia).


73

• bezpieczeństwo energetyczne kompaty-bilne środowiskowo

• zrównoważony rozwój systemu elektroenergetycznego.

Ostatnie z powyższych określeń zwią-zane jest ze swego rodzaju modą na słowo „zrównoważony” (ang. sustainable). Słowo to wywodzi się pojęciowo ze środowiska źródeł odnawialnych, poszerzając ich znaczenie. W odniesieniu do systemu elek-troenergetycznego oznacza (w pewnym uproszczeniu) system gwarantujący bezpie-czeństwo energetyczne, a w tym zawierający odnawialne źródła energii i tzw. sieci inte-ligentne. Pomimo tak szerokiego znaczenia słowa „zrównoważony”, w istocie też opisu-jącego wymaganie dla sieci, proponuje się w określeniu paradygmatu planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej używać okre-ślenia „bezpieczeństwo”. Pojęcie to w sposób bezpośredni opisuje wymaganie dla sieci, nie wprowadzając równocześnie nadmier-nych i tym samym zbędnych obszarów interpretacyjnych.

Sieć elektroenergetyczna wraz z przyłączo-nymi do niej obiektami, tj. źródłami i odbio-rami, ma w swej istocie charakter czysto techniczny. Musi tym samym spełniać okre-ślone (zdefiniowane przez prawodawcę oraz operatorów sieci) wymagania techniczne. Rozwój sieci (planowanie rozwoju sieci) w oczywisty sposób te wymagania musi uwzględniać.Wymagania techniczne określają pewne wartości graniczne, których przekroczenie nie może (bez konsekwencji dla urządzenia je powodującego) mieć miejsca. W rzeczy-wistości systemowej sieci elektroenerge-tyczne (system elektroenergetyczny) pracują z pewnym zapasem co do wartości granicz-nych wymaganych wielkości. Niespełnienie wymagań przez urządzenie powinno prowa-dzić do jego eliminacji (trwałej lub czasowej, tj. do chwili uzyskania wymaganej funkcjo-nalności) z pracy w sieci.Planując rozwój sieci elektroenergetycznej, tak jak dowolnego innego systemu tech-nicznego, można pożądany (wymagany) stan, tj. wymaganą funkcjonalność, uzyskać w różny sposób, w sensie technicznym oraz w sensie ponoszonych kosztów finansowych i pozafinansowych. Tym samym problem planowania rozwoju sieci elektroenergetycznej staje się (może się stać), problemem znacznie szerszym, tj. obejmującym rozważane w rozdziale 4 zagadnienia techniczne, ekonomiczne, środowiskowe i społeczne.

Rozwój sieci elektroenergetycznej może być realizowany wielorako, a w tym w sposób następujący:1. Celem jest uzyskanie określonej funk-

cjonalności sieci elektroenergetycznej, spełniającej wymagania techniczne i pozatechniczne, np. środowiskowe, gwarantującej spełnienie wymogów para-dygmatu bezpieczeństwa energetycznego (elektroenergetycznego). Rozwiązanie problemu ma charakter czysto tech-niczny, w którym określone są wyma-gania techniczne dotyczące projektowa-nych obiektów (elementów sieci), np. stacji elektroenergetycznych, linii elektro-energetycznych itd. Pozostałe czynniki, takie jak np. trwałość elementów sieci

(niezawodność), producent urządzeń, wykonawca, koszty inwestycyjne, koszty eksploatacyjne itp. nie są tu rozważane. W takim przypadku zapewnienie bezpie-czeństwa energetycznego realizowane jest na innym poziomie niż np. zapew-nienie właściwego funkcjonowania spółki dystrybucyjnej czy operatora systemu dystrybucyjnego. Paradygmat planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej nie jest tu tożsamy z paradygmatem rozwoju spółki dystrybucyjnej.

2. Celem jest uzyskanie określonej funk-cjonalności sieci elektroenergetycznej, spełniającej wymagania techniczne i pozatechniczne, np. środowiskowe, gwarantującej spełnienie wymogów para-dygmatu bezpieczeństwa energetycznego (elektroenergetycznego). Rozwiązanie problemu ma charakter techniczno--ekonomiczny, w którym określone są wymagania techniczne dotyczące projek-towanych obiektów (elementów sieci), np. stacji elektroenergetycznych, linii elektroenergetycznych. Elementami uwzględnianymi są również elementy wpływające na koszt realizacji projektu, a w tym: trwałość elementów sieci (nieza-wodność), typ i rodzaj urządzeń elektro-energetycznych (producent urządzeń),

koszty inwestycyjne (wykonawca) i koszty eksploatacyjne (wynikające z organizacji pracy). W takim przypadku zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego realizo-wane jest na tym samym poziomie, co zapewnienie właściwego funkcjonowania spółki dystrybucyjnej czy operatora systemu dystrybucyjnego. Paradygmat planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej jest tu zatem tożsamy z właściwym funk-cjonowaniem spółki dystrybucyjnej lub operatora sieci dystrybucyjnej. W tym przypadku celem nadrzędnym spółki dystrybucyjnej (operatora sieci dystry-bucyjnej) jest bezpieczeństwo pracy sieci, a nie maksymalizacja zysku.

3. Celem jest uzyskanie określonej funk-cjonalności sieci elektroenergetycznej, spełniającej wymagania techniczne i pozatechniczne, np. środowiskowe, gwarantującej spełnienie wymogu para-dygmatu bezpieczeństwa energetycznego (elektroenergetycznego) oraz równocze-śnie maksymalizacja zysku spółki dystry-bucyjnej lub operatora sieci dystrybu-cyjnej. W takim przypadku nadrzędnym celem działania spółki jest maksyma-lizacja zysku, a ograniczeniem wymóg zapewnienia bezpieczeństwa energetycz-nego. W tym przypadku paradygmat

Projekt techniczny

Czy spełnia wymagania techniczne?

Nie

Czy spełnia wymagania

środowiskowe?

Tak

Czy wymagania środowiskowe mogą

pozostać niespełnione?Nie

Czy jest to projekt już korygowany?

Zidentyfikowana potrzeba rozwoju sieci

Określenie kosztów realizacji projektu

Określenie źródeł finansowania

Okre lenie kosztów eksploatacji

Czy realizacja projektu jest ekonomicznie

uzasadniona?

Realizacja projektu

Tak

Tak

Czy realizacja projektu zapewnia

bezpieczeństwo energetyczne?

Tak

Czy projekt już korygowano w zakresie

ekonomii?

Nie

Projekt nie jest realizowany

Tak

Wystąpienie o zgodę na niespełnienie wymagań

środowiskowych

Czy uzyskano zgodę?

Nie

Tak

Nie

Tak

Tak

Nie

Przepisy, materiały

kontrahenci

Struktura i organizacja

pracy

Fundusze własne

i

zewnętrzne

Czy poszukiwane jest inne rozwiązanie

techniczne?

Nie

Nie

Tak

Nie

Tak

Czy względy nieekonomiczne

wymuszają realizację danego projektu?

Nie

Czy dopuszczalne jest zaniechanie

realizacji projektu?Tak

NieWiedza techniczna,stosowane

rozwiązania,Istniejąceoraz nowe

technologie

ś

Rys. 4. Schemat blokowy realizacji projektu rozwojowego sieci dystrybucyjnej


74

Zbigniew Lubośnyprof. dr hab. inż.Politechnika Gdańskae-mail: [email protected] Politechniki Gdańskiej. Od 2004 roku jest profesorem nauk technicznych, pracuje na swojej macierzystej uczelni. Obszar zainteresowań to mode-lowanie matematyczne, stabilność systemu elektroenergetycznego, sterowanie systemem elektroenergetycznym, zastosowanie sztucznej inteligencji do stero-wania systemem elektroenergetycznym, modelowanie i sterowanie elektrowniami wiatrowymi. Redaktor naczelny Acta Energetica.

Jacek Klucznik dr inż.Politechnika Gdańskae-mail: [email protected] magisterskie ukończył na Wydziale Elektrotechniki i Automatyki Politechniki Gdańskiej (1999). Pięć lat później uzyskał tytuł doktorski. Pracuje jako adiunkt w Katedrze Elektroenergetyki swojej macierzystej uczelni. Zajmuje się układami regulacji generatorów i turbin, energetyką wiatrową oraz elektroener-getyczną automatyką zabezpieczeniową.

rozwoju spółki dystrybucyjnej jest tożsamy z paradygmatem planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej.

Realizacja rozwoju sieci elektroenergetycznych w zakresie wymienionym w trzecim z powyż-szych punktów wymaga zastosowania złożo-nych metod, algorytmów i analiz techniczno--ekonomicznych. W istocie wymagany jest tu model funkcjonowania spółki dystrybucyjnej. Modele takie nie są zazwyczaj sformalizowane. Mają one najczęściej charakter werbalny, a w postaci sformalizowanej można spotkać tylko modele cząstkowe.Realizacja rozwoju sieci elektroenergetycz-nych w zakresie wymienionym w pierw-szym z powyższych punktów ma charakter na tyle czysto techniczny, że nie znajduje praktycznego zastosowania dla podmiotów gospodarczych działających na rynku. W rzeczywistości bowiem rozwiązania tech-niczne w realizacjach praktycznych są niero-zerwalnie związane z ekonomią. Związek ten występuje na przykład przez przyjęcie określonych założeń co do projektowanych rozwiązań technicznych, wynikając przede wszystkim z:• struktury sieci (zamknięte – otwarte), co

skutkuje również wymaganą funkcjonal-nością automatyki zabezpieczeniowej

• rodzaju linii elektroenergetycznych (napowietrzne – kablowe)

• rodzaju przewodów linii napowietrznych (gołe – izolowane)

• typów rozdzielnic elektroenergetycznych (np. słupowe – kontenerowe)

• rodzajów rozdzielnic (jedno- – wieloszy-nowe, sekcjonowane – niesekcjonowane)

• systemów opomiarowania sieci (pomiar i transmisja danych pomiarowych z węzłów o danym poziomie napięcia lub jej brak)

• systemów sterowania elementami sieci (istnienie dla węzłów określonego typu [napięcia] lub ich brak).

Wybór określonego rozwiązania tech-nicznego wpływa zatem na koszt zapew-nienia bezpieczeństwa, ale równocześnie wpływa na funkcjonalność, niezawodność

(trwałość), koszty inwestycyjne czy koszty eksploatacji sieci. Rozważania na poziomie technicznym nie zawsze są elementem globalnej optymalizacji, a dość często wyni-kają z przyzwyczajeń eksploatacyjnych, praktyki inżynierskiej stosowanej w sieci danego operatora (np. sposób uziemienia punktu neutralnego sieci), potrzeby unifi-kacji urządzeń i struktur itp. Równocześnie – poprzez ceny urządzeń i różnego rodzaju koszty – są one jednak ściśle związane z ekonomiką spółki dystrybucyjnej.W tym sensie paradygmat planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej: bezpieczeń-stwo energetyczne uwarunkowane środo-wiskowo jest paradygmatem technicznym z ograniczeniem środowiskowym, który można określić jako w pewnym stopniu niezależny od ekonomiki spółki dystry-bucyjnej lub jako w pewnym stopniu zależnym od ekonomiki spółki dystrybu-cyjnej. Obydwa stwierdzenia są prawdziwe, ponieważ wskazują na związek techniki i ekonomii (różny, tj. w istocie indywidualny może być ich odbiór). Związek ten w postaci schematu realizacji projektu rozwoju sieci, wynikający z identyfikacji potrzeby jej rozwoju, przedstawia rys. 4. U podłoża schematu leży założenie o braku ograniczeń technicznych co do możliwości realizacji projektu technicznego w sieci elektroener-getycznej. W związku z tym nie występuje tu element o nazwie: projekt nierealizowalny technicznie. Projekt może być nierealizo-walny tylko ze względu na koszty, ewen-tualnie ze względu na uwarunkowania polityczne.

Bibliografia1. Kulczycki J., Niewiedział E., Niewiedział

R., Wybrane problemy rozwoju wiejskich sieci elektroenergetycznych, INPE 2009, nr 122–123.

2. Ustawa Prawo energetyczne, 10 kwietnia 1997, tekst ujednolicony w Biurze Prawnym URE na dzień 1 października 2011.

3. Popczyk J., Opracowanie definicji zwią-zanych z bezpieczeństwem w odniesieniu do elementów systemu i jego struk-tury, projekt badawczy zamawiany nr PBZ-MEiN-1/2/2006 „Bezpieczeństwo elektroenergetyczne kraju”, Politechnika Śląska, Gliwice, grudzień 2007.

4. Kulczycki J., Wybrane problemy rozwoju sieci rozdzielczych, Przegląd Elektrotechniczny 2008, nr 9.

5. Marzecki J., Terenowe sieci elektroener-getyczne, Wyd. ITE, Warszawa 2007.

6. Kulczycki J., Wybrane problemy rozwoju sieci rozdzielczych, Materiały IX Międzynarodowej Konferencji Naukowej pt . „Prognozowanie w Elektroenergetyce”, Wisła 2008.

7. Marzecki J., Modernizacja terenowych sieci niskiego i średniego napięcia, mate-riały IX Międzynarodowej Konferencji Naukowej pt . „Prognozowanie w Elektroenergetyce”, Wisła 2008.

8. Wytyczne programowania rozwoju sieci rozdzielczych (sieci 110 kV, SN i nN), Instytut Energetyki, Zakład Sieci Rozdzielczych, Warszawa-Katowice 1986.

9. Rakowska A., Grzybowski A., 15 lat napowietrznych linii izolowanych [online], Politechnika Poznańska,

http://www.stelen.home.pl/gfx/aktual-nosci/referat_04.pdf.

10. Szpyra W. i in., Problemy rozwoju i eksploatacji sieci dystrybucyjnych, Seminarium Katedry Elektroenergetyki Politechniki Gdańskiej, Rekowo 2011.

11. EN 5046-1, Three phase oil immersed distribution transformers 50 Hz, from 50 kVA to 2500 kVA with highest voltage equipment not exceeding 36 kV, Part 1, General requirements, Cenelec 2005.

12. Bartodziej G., Tomaszewski M., Polityka energetyczna i bezpieczeństwo ener-getyczne, Wydawnictwo Federacji Stowarzyszeń Naukowo-Technicznych Energetyka i Środowisko, Warszawa 2008.


Documents

A Paradigm for HV, MV, LV Distribution Grid Development ...actaenergetica.org/.../c5fec320_Lubosny_Klucznik_A-Paradigm-fo.pdf · paradigm (in the fi nancial, organizational, legal